Enbridge Inc. annonce ses résultats du troisième trimestre de 2016
3 novembre 2016
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 3 nov. 2016) -
POINTS SAILLANTS DU TROISIÈME TRIMESTRE
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Perte de 103 M$ au troisième trimestre et bénéfice de 1 411 M$ pour la période de neuf mois, soit respectivement 0,11 $ et 1,56 $ par action ordinaire; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
- Bénéfice ajusté de 437 M$ au troisième trimestre et de 1 556 M$ pour la période de neuf mois, soit respectivement 0,47 $ et 1,72 $ par action ordinaire
- Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ») de 1 001 M$ au troisième trimestre et de 3 464 M$ pour la période de neuf mois
- Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de 852 M$ ou 0,92 $ par action ordinaire au troisième trimestre et de 2 834 M$ ou 3,13 $ par action ordinaire pour la période de neuf mois
- Annonce par Enbridge de la conclusion d'une convention de fusion définitive avec Spectra Energy Corp (« Spectra Energy ») visant la création de la plus importante société d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Dépôt des documents réglementaires et, sous réserve du moment de l'obtention des approbations réglementaires et des actionnaires, clôture de l'opération prévue au premier trimestre de 2017
- Annonce par Enbridge de la cession des actifs de la région du sud des Prairies pour un produit de 1,075 G$, représentant un progrès important à l'égard de son objectif déjà communiqué de réunir 2 G$ en vente d'actifs
- Annonce par Enbridge d'un accord visant l'acquisition d'une participation de 1,5 G$ US dans le réseau pipelinier Bakken
- Enbridge a fait l'acquisition d'une participation de 100 % dans le projet éolien Chapman Ranch de 249 mégawatts (« MW ») actuellement en construction
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de 1 001 M$ et des FTDLE de 852 M$ pour le troisième trimestre de l'exercice. Il s'agit d'une hausse du BAII ajusté de 43 M$ et des FTDLE de 184 M$, comparativement au troisième trimestre de 2015. L'accroissement du BAII ajusté et des FTDLE trimestriels est principalement attribuable aux apports supérieurs du secteur Oléoducs et à l'incidence des nouveaux projets d'agrandissement de près de 4 G$ mis en service au deuxième semestre de 2015. Le débit sur le réseau principal d'oléoducs s'est établi en moyenne à 2,35 millions de barils par jour au troisième trimestre de 2016, soit un redressement après l'incidence des incendies de forêt extrêmes dans le nord-est de l'Alberta en mai 2016 qui avaient restreint les livraisons sur le réseau principal au deuxième trimestre de l'exercice. Comme l'indique le rapport de gestion du deuxième trimestre de la société, la production issue des sables bitumineux avait essentiellement repris à la fin de juin 2016. Par conséquent, le débit sur le réseau principal d'Enbridge s'est amélioré et l'incidence des incendies de forêt sur le BAII ajusté et les FTDLE par action pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2016 s'est maintenue à 74 M$ et à 0,08 $ par action, respectivement; l'incidence rapportée au deuxième trimestre reste donc inchangée.
Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et des références à des mesures non conformes aux PCGR. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes sont décrits à la rubrique Information prospective et les réconciliations sont énoncées à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR du présent communiqué.
« Nous avons réalisé, pour un autre trimestre, une solide performance financière, entraînée par la vigueur de nos entreprises de base ainsi que par la contribution de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance de premier plan dans l'industrie, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Le débit sur le réseau principal s'est amélioré à la suite des incendies de forêt, et nous prévoyons des volumes élevés pour le reste de l'exercice. Malgré l'incidence des incendies de forêt et l'important préfinancement par capitaux propres ayant eu lieu plus tôt dans l'exercice, nous nous attendons à ce que les résultats pour l'exercice complet se maintiennent dans la fourchette de rendement prévue pour 2016 déjà communiquée. »
Le 6 septembre 2016, Enbridge a annoncé la conclusion d'une convention de fusion définitive avec Spectra Energy (l'« opération de fusion »). L'opération de fusion avec échange d'actions regrouperait deux entreprises très complémentaires du secteur énergétique pour créer la plus importante société d'infrastructures énergétiques d'Amérique du Nord, dont la valeur cumulée a été évaluée à environ 165 G$ au moment de l'annonce. La société ainsi créée bénéficierait de plateformes de croissance diversifiées : pipelines de liquides et gazoducs, actifs du secteur intermédiaire au Canada et aux États-Unis, attrayant portefeuille d'actifs de distribution de gaz naturel réglementés et entreprise de production d'énergie renouvelable en pleine croissance. La nouvelle entité détiendrait un portefeuille cumulé considérable se composant de projets de croissance garantis sur le plan commercial d'une valeur de 26 G$ et d'un portefeuille de projets de développement à risque pondéré de 48 G$. L'opération de fusion prévue devrait permettre une majoration totale des dividendes payables aux actionnaires d'Enbridge d'environ 15 % en 2017, après la clôture de l'opération, et l'on s'attend à ce que le programme de croissance cumulé génère une solide croissance visible et stable entre 10 % et 12 % par année jusqu'en 2024, tandis que seraient maintenues des distributions estimées de façon prudente entre 50 % et 60 % des FTDLE.
« Nous sommes d'avis que la fusion avec Spectra Energy représente une proposition de valeur très intéressante, a précisé M. Monaco. Nous réunissons deux entités que nous considérons comme les entreprises d'infrastructures de liquides et de gaz naturel de la plus haute qualité en Amérique du Nord et qui, ensemble, auront le portefeuille de projets de croissance le plus imposant et diversifié de notre industrie. Nous prévoyons que nos actifs et occasions de croissance de premier ordre génèrent des flux de trésorerie hautement transparents et prévisibles qui s'appuieront sur de saines structures commerciales et un solide bilan. »
L'opération de fusion est assujettie à un certain nombre d'approbations réglementaires ainsi qu'à l'approbation des actionnaires d'Enbridge et de Spectra Energy. Depuis l'annonce, les deux sociétés travaillent sans relâche pour franchir les étapes clés préalables à la clôture de l'opération. Les demandes aux organismes de réglementation requises ont été déposées. Dans le cadre du processus d'approbation réglementaire standard pour ce type d'opération, les deux sociétés ont reçu une demande d'information complémentaire de la part de la Federal Trade Commission et une demande de renseignements supplémentaires du Bureau canadien de la concurrence, et elles continueront de travailler étroitement avec ces organismes pour résoudre rapidement toute question à ce titre. À la fin de septembre, Enbridge et Spectra Energy ont déposé une circulaire de sollicitation de procurations et un prospectus provisoire auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »). En outre, Enbridge et Spectra Energy ont mis en place une équipe conjointe de planification de l'intégration, chargée de jeter les bases d'une fusion réussie et de voir à la concrétisation de la synergie opérationnelle prévue.
Parallèlement à l'annonce de l'opération de fusion, la société a déclaré son intention de se départir d'actifs non essentiels d'une valeur 2 G$ sur une période de 12 mois, afin de se donner une plus grande souplesse financière. En septembre, Enbridge a annoncé qu'Enbridge Income Fund (le « fonds ») avait conclu une entente visant la vente des actifs d'oléoducs de la région du sud des Prairies appartenant au fonds pour un produit au comptant de 1,075 G$, qui servira à réduire le montant de capitaux propres nécessaires à la future entité et renforcera le bilan. La monétisation de ces actifs non essentiels selon une évaluation intéressante donne accès à une source de financement à faible coût pour le groupe d'Enbridge et représente des progrès considérables quant à l'objectif de vente d'actifs communiqué antérieurement.
« Je suis fort satisfait de l'avancement de l'opération de fusion, a expliqué M. Monaco. Bien que la clôture dépende de l'obtention des approbations réglementaires requises et du résultat du vote des actionnaires d'Enbridge et de Spectra Energy, nous croyons que nous sommes, pour l'heure, sur la bonne voie de clore l'opération au cours du premier trimestre de 2017. »
Au troisième trimestre de 2016, Enbridge a annoncé avoir conclu une entente visant l'acquisition d'une participation de 1,5 G$ US dans le réseau pipelinier Bakken par l'intermédiaire de sa société affiliée, Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »). Enbridge et EEP ont aussi annoncé leur volonté de conclure une entente de financement conjointe par laquelle Enbridge financerait 75 % de l'investissement de 1,5 G$ US. Cette acquisition représente une autre étape importante dans la réalisation de la stratégie d'accès au marché de la société. Le réseau relie la formation prolifique de Bakken au district PADD II (Petroleum Administration for Defense Districts) de l'Est et à la côte américaine du golfe du Mexique, donnant ainsi aux clients un accès aux meilleurs marchés à des coûts concurrentiels. L'acquisition offre un rendement élevé ajusté au risque et est assortie d'un nombre considérable de contrats fermes avec des contreparties ayant une excellente cote de crédit. La conclusion de l'opération est assujettie à certaines conditions habituelles, dont un certain nombre n'ont pas encore été remplies.
Également pendant le troisième trimestre, Enbridge a annoncé qu'EEP avait demandé le retrait des demandes d'approbation réglementaire associées au projet Sandpiper (« Sandpiper ») et son intention de le reporter. Par suite d'un examen exhaustif, EEP a conclu que Sandpiper devait être retardé jusqu'à ce que la production de pétrole brut au Dakota du Nord revienne à un niveau suffisant pour soutenir une nouvelle capacité pipelinière. En se fondant sur les prévisions actualisées, EEP est d'avis que cette capacité ne sera pas requise avant le terme de l'horizon de planification de cinq ans de la société. Le 28 octobre 2016, la Minnesota Public Utilities Commission a approuvé la demande d'EEP visant à retirer ces demandes d'approbation réglementaire sans condition. En relation avec cette annonce et d'autres facteurs, EEP a évalué Sandpiper sur le plan de la perte de valeur et elle en a conclu que le projet subissait une perte de valeur; elle a ainsi comptabilisé une perte de valeur d'actifs de 763 M$ US, y compris les coûts connexes du projet. De ce montant, 270 M$ US ont été affectés à Marathon Petroleum Corporation (« MPC »), l'associé d'EEP dans Sandpiper, et 493 M$ US aux porteurs de parts d'EEP. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2016, les états consolidés des résultats de la société comprenaient une charge brute de 1 000 M$, dont 871 M$ étaient attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et MPC, et 81 M$ après impôts attribuables aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge.
En outre, pendant le troisième trimestre, Enbridge a acquis une participation de 100 % dans le projet éolien Chapman Ranch de 249 MW, situé dans le comté de Nueces, au Texas. Ce projet est en construction et devrait être mis en service en 2017, au coût total estimé à 0,4 G$ US.
APERÇU DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2016
Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge, prière de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, et disponible également sur le site Web de la société au www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.
BÉNÉFICE AJUSTÉ AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS
Pour le trimestre clos le 30 septembre 2016, le BAII ajusté a atteint 1 001 M$, soit une hausse de 43 M$ comparativement à la période correspondante de 2015. L'accroissement du BAII ajusté consolidé est en grande partie attribuable à l'apport plus important du secteur Oléoducs de la société, qui a profité de la mise en service de nouveaux actifs en 2015, principalement l'agrandissement du réseau principal de la société au troisième trimestre de 2015, l'inversion et l'accroissement de la capacité de la canalisation 9B et l'achèvement du projet de prolongement de l'accès vers le sud au quatrième trimestre de 2015, qui ont respectivement procuré à la société un accès accru aux marchés de l'est du Canada et de Patoka. Tant le réseau régional des sables bitumineux que le réseau de Lakehead ont affiché une solide performance d'exploitation en raison de l'accroissement du débit et de l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2015. La société a aussi profité du BAII ajusté plus élevé provenant des installations du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, qui découle avant tout de la hausse des produits tirés du transport occasionnée par une augmentation des volumes souscrits en vertu des ententes de prise ferme sur Flanagan Sud.
Le BAII ajusté supérieur du réseau principal au Canada d'un trimestre à l'autre a été plus que compensé à la fois par la réduction des droits repères résiduels moyens aux termes du tarif international conjoint (« TIC »), qui a diminué à compter du 1er avril 2016, ainsi que par la baisse du taux de change de couverture utilisé pour comptabiliser les produits du réseau principal au Canada. Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur les produits du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie. Pour le troisième trimestre de 2016, le taux effectif pour la conversion des produits tirés des services transactionnels du réseau principal au Canada libellés en dollars américains était de 1,047 $, comparativement à 1,113 $ pour la période correspondante de 2015.
Dans le secteur Distribution de gaz, le BAII ajusté généré par Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a été plus élevé que celui de la période correspondante de 2015, en raison principalement de la croissance de la base tarifaire d'EGD.
Le secteur Gazoducs et traitement a profité de l'apport marqué du pipeline Alliance aux termes de la nouvelle structure de services entrée en vigueur au quatrième trimestre de 2015, du débit plus élevé de certains pipelines d'Enbridge Offshore Pipelines et de l'apport des usines à gaz Tupper Main et Tupper West acquises le 1er avril 2016. D'un trimestre à l'autre, Aux Sable a aussi enregistré une augmentation du BAII ajusté en raison principalement de l'augmentation des marges de fractionnement et de la diminution des coûts d'approvisionnement en charges d'alimentation. Ces résultats positifs ont été annulés en partie par l'incidence de la baisse des volumes sur les pipelines du secteur intermédiaire aux États-Unis, étant donné la diminution du nombre de forages lancés par les producteurs.
Dans le secteur Énergie verte et transport, le BAII ajusté a augmenté d'un troisième à l'autre en raison de la force des vents à certaines installations américaines de la société au troisième trimestre de 2016.
Au sein du secteur Services énergétiques, l'apport plus important découlant des occasions de stockage de pétrole brut au troisième trimestre de 2016 s'est traduit par une baisse de la perte ajustée avant intérêts et impôts, comparativement à la période correspondante de 2015. Le rendement du secteur Services énergétiques continue d'être faible en raison de la compression de certains écarts de prix selon les emplacements et la qualité du pétrole brut, de l'incidence de l'affaiblissement du marché des liquides de gaz naturel (« LGN ») et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
Le bénéfice ajusté a atteint 437 M$ (0,47 $ par action ordinaire) pour le troisième trimestre de 2016, contre 399 M$ (0,47 $ par action ordinaire) pour la période correspondante de 2015. L'augmentation du bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre est commentée ci-dessus à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts.
Le bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre a également été touché par les effets de la hausse de la charge d'intérêts, en partie annulée par la baisse des impôts sur les bénéfices.
La charge d'intérêts a été plus élevée en raison du relèvement de la dette engagée pour financer la croissance d'actifs et de l'incidence du refinancement de la dette de construction par un financement par emprunt à plus long terme. Le montant de l'intérêt capitalisé a également diminué d'une période à l'autre en raison de la mise en service d'un certain nombre de projets.
BÉNÉFICE (PERTE)
Pour le troisième trimestre de 2016, la perte s'est chiffrée à 103 M$ (0,11 $ par action ordinaire), contre une perte de 609 M$ (0,72 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2015. La perte pour chaque période rendait compte des mêmes facteurs d'exploitation que ceux dont il est fait état ci-dessus aux rubriques Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts et Bénéfice ajusté. La comparabilité de la perte d'un trimestre à l'autre a néanmoins subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés à la rubrique Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR - BAII et bénéfice ajusté en page 9.
FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION
Les FTDLE se sont chiffrés à 852 M$ (0,92 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 septembre 2016, contre 668 M$ (0,79 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 septembre 2015. La croissance des FDTLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre, et ce, en raison des mêmes facteurs que ceux dont il est question plus haut à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts ainsi que d'autres éléments décrits plus loin. La comparabilité des FTDLE par action ordinaire a de plus subi l'incidence de l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation à la suite de l'émission de 56,5 millions d'actions ordinaires le 1er mars 2016.
Les investissements de maintien ont diminué d'une période à l'autre puisque la hausse des dépenses au sein du secteur Distribution de gaz de la société a été plus que compensée par des investissements de maintien inférieurs dans le secteur Oléoducs. La diminution des dépenses dans le secteur Oléoducs reflète ainsi un déplacement du moment des activités de maintien au cours de 2017 en ce qui concerne certaines améliorations locatives et améliorations de la portée de certains projets, d'où la poursuite des communications avec les organismes de réglementation.
Les FTDLE comprennent également les distributions en trésorerie provenant des placements en actions de la société. Ces distributions pour le troisième trimestre de 2016 ont été plus élevées que durant la période correspondante de 2015, reflet de l'amélioration du rendement de ces placements et des distributions résultant des actifs mis en service au cours des dernières années.
Les autres ajustements hors trésorerie comprennent divers éléments hors trésorerie présentés dans les états consolidés des flux de trésorerie de la société ainsi que des ajustements relatifs aux produits reportés reçus durant la période visée.
L'augmentation de la charge d'intérêts, dont il a été question plus haut à la rubrique Bénéfice ajusté, a annulé en partie la hausse des FTDLE d'un trimestre à l'autre.
L'augmentation des FTDLE d'un trimestre à l'autre a également été annulée en partie par la hausse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds (constitué du fonds, d'Enbridge Commercial Trust, d'Enbridge Income Partners LP et de ses filiales et satellites), attribuable à la majoration des distributions par part et à un plus grand actionnariat public dans le groupe du fonds.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 1er novembre 2016, le conseil d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er décembre 2016 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2016.
| Actions ordinaires | 0,53000 $ |
| Actions privilégiées, série A | 0,34375 $ |
| Actions privilégiées, série B | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série D | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série F | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série H | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série J | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série L | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série N | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série P | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série R | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série 1 | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série 3 | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série 5 | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série 7 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 9 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 11 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 13 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 15 | 0,27500 $ |
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le jeudi 3 novembre 2016 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2016. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-866-215-5508 ou le 1-514-841-2157 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 43519906#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/yhjnw6ve. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419, ou le 1-630-652-3042 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 43519906#).
Après un exposé du président et chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes en placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.
Enbridge est une société canadienne dont la raison d'être est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains, ce qu'elle fait depuis plus de 65 ans. Chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord, Enbridge est inscrite à l'édition des sept dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Enbridge exploite le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde, qui traverse le Canada et les États-Unis. Elle est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'accroître sa présence dans le secteur du transport d'électricité. Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada, qui fournit ses services à une clientèle résidentielle, commerciale et industrielle en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. La société possède des participations dans des installations d'une capacité nette de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de plus de 2 200 MW et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de près de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2016. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter le www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations financières prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) prévu(e) par action; les FTDLE prévus ou les FTDLE par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en chantier; les dépenses en immobilisations prévues; les prévisions de capitaux propres requis pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial de la société; la clôture des acquisitions et des cessions prévues; le coût estimatif et l'incidence sur la performance financière de la société dans son ensemble du respect du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; les dividendes futurs estimatifs; les prévisions du bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les prévisions de croissance des dividendes par action; les attentes quant à l'incidence du programme de couverture; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière de l'offre; l'opération de fusion et les attentes quant à son prix d'achat, à son échéancier et à sa clôture; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion, y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales futures et la performance dans l'avenir de la société regroupée; la politique de versement des dividendes et les attentes à ce titre.
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 et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; l'échéancier et la réalisation de l'opération de fusion, y compris l'approbation par les organismes de réglementation et les actionnaires et la satisfaction d'autres conditions préalables; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion et le moment de leur concrétisation; le succès des plans d'intégration; le coût du respect du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; l'incidence de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'immobilisations; le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus ainsi que les FTDLE et les FTDLE par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuel et futur de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAII prévu, le BAII ajusté, le bénéfice (la perte) et le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en chantier, y compris les dates estimatives d'achèvement, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients 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'incidence de l'opération de fusion, des prévisions du BAII ajusté et du bénéfice ajusté, des prévisions des FTDLE et des FTDLE par action, des prévisions de croissance des dividendes par action, du rendement de l'exploitation, de la politique en matière de dividendes, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande pour les marchandises et du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A, notamment des risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice (à la perte) ajusté(e) et aux FTDLE. Le BAII ajusté représente le BAII ajusté pour exclure des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté(e) pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que d'ajustements au titre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relativement à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base consolidée. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché du rapport de gestion de la société.
Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.
La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le BAII ajusté, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et donne un meilleur aperçu de la performance de la société. La direction se sert du BAII ajusté et du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le BAII ajusté, le BAII ajusté pour chacun des secteurs, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») des États-Unis et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après présentent un rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
||||
| 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | ||
| (en millions de dollars canadiens) | |||||
| Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts | (93) | 110 | 2 814 | 794 | |
| Éléments d'ajustement(1) : | |||||
| Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés(2) | 14 | 896 | (820) | 1 938 | |
| Perte de valeur des actifs de Sandpiper(3) | 1 000 | - | 1 000 | - | |
| Perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | - | 440 | |
| Perte de valeur d'actifs et de participations | 10 | - | 197 | 20 | |
| (Gains) pertes de change intersociétés non réalisées | (2) | (55) | 53 | (110) | |
| Essais hydrostatiques | (2) | 49 | (14) | 49 | |
| Ajustements de droits de rattrapage | 16 | 5 | 131 | (8) | |
| Coûts de redémarrage des pipelines et installations en raison des incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta | 18 | - | 39 | - | |
| Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance | (13) | (1) | 3 | (5) | |
| Températures supérieures (inférieures) à la normale | - | - | 8 | (37) | |
| Coûts de séparation versés aux salariés et de restructuration | 22 | - | 30 | - | |
| (Gains) pertes à la vente d'actifs non essentiels et d'un placement, montant net | 4 | (60) | 4 | (88) | |
| Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations | 27 | 21 | 30 | 42 | |
| Autres | - | (7) | (11) | 3 | |
| Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts | 1 001 | 958 | 3 464 | 3 038 | |
| Charge d'intérêts | (397) | (718) | (1 178) | (1 253) | |
| Recouvrement (charge) d'impôts | 253 | (129) | (174) | (76) | |
| Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 207 | 200 | 166 | 334 | |
| Dividendes sur les actions privilégiées | (73) | (72) | (217) | (214) | |
| Éléments d'ajustement en ce qui concerne : | |||||
| Charge d'intérêts(4) | 12 | 401 | 36 | 352 | |
| Impôts sur les bénéfices(5) | (330) | (13) | (210) | (280) | |
| Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables(6) | (236) | (228) | (331) | (529) | |
| Bénéfice ajusté | 437 | 399 | 1 556 | 1 372 | |
| (1) | Le tableau ci-dessus présente les éléments d'ajustement en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces éléments d'ajustement pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur. |
| (2) | Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. |
| (3) | Y compris des coûts liés au projet de 8 M$. |
| (4) | La charge d'intérêts pour chaque période tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés au titre de contrats de taux d'intérêt. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, la charge d'intérêts comprenait en outre une perte de 338 M$sur le reclassement des couvertures de taux d'intérêt à la suite du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge dans le cadre du transfert du secteur Oléoducs au Canada et de certains actifs d'énergie renouvelable au Canada d'Enbridge au groupe du fonds (constitué d'Enbridge Income Fund (le « fonds »), d'Enbridge Commercial Trust, d'Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et de ses filiales et satellites) (le « plan de restructuration des activités canadiennes »). |
| (5) | Les impôts sur les bénéfices ont subi l'incidence d'ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation énumérés sous les éléments d'ajustement en ce qui a trait au bénéfice avant intérêts et impôts. Au troisième trimestre de 2016, les impôts sur les bénéfices tiennent compte du recouvrement de 247 M$lié à un ajustement au titre d'une perte pour rétablissement, ainsi qu'il est commenté à la note 6 ci-après. Les ajustements au titre des impôts sur les bénéfices comprennent de plus un ajustement hors période de 71 M$constaté au premier trimestre de 2015 en raison d'une surévaluation de la charge fiscale reportée en 2013 et 2014. Au troisième trimestre de 2015, les impôts sur les bénéfices tenaient compte d'une radiation d'un actif réglementaire de 88 M$au titre des impôts dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes et d'une provision de 176 M$au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés liés à EEP. |
| (6) | Les participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables ont aussi subi l'incidence des ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation énumérés sous les éléments d'ajustement en ce qui a trait au bénéfice avant intérêts et impôts ainsi que des éléments d'ajustement en ce qui a trait à la charge d'intérêts et aux impôts sur les bénéfices. Aux termes du contrat de société d'EEP, les déficits de capitaux propres ne peuvent s'accumuler dans le compte de capital d'un commanditaire, de sorte que ces déficits sont ramenés à zéro, ou font l'objet d'un rétablissement. Au troisième trimestre de 2016, la valeur comptable des comptes de capital de commanditaire dans EEP est devenue négative, entraînant la réaffectation de ces déficits au compte de commandité de la société dans EEP. Pour le troisième trimestre de 2016, le bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle a augmenté de 652 M$en raison de cette réaffectation. Si EEP devait subir d'autres pertes ou se voir imputer des charges imprévues au cours de périodes futures, il pourrait être nécessaire de procéder à un rétablissement durant les périodes visées. |
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII AJUSTÉ ET FTDLE
Pour faciliter la compréhension de la relation entre le BAII ajusté et les FTDLE, le tableau qui suit présente un rapprochement de ces deux mesures non conformes aux PCGR clés.
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
|||||
| 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |||
| (en millions de dollars canadiens) | ||||||
| Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts | 1 001 | 958 | 3 464 | 3 038 | ||
| Amortissement(1) | 562 | 524 | 1 676 | 1 483 | ||
| Investissements de maintien(2) | (171) | (204) | (466) | (520) | ||
| 1 392 | 1 278 | 4 674 | 4 001 | |||
| Charge d'intérêts(3) | (385) | (317) | (1 142) | (901) | ||
| Impôts sur les bénéfices exigibles(3) | 20 | (31) | (61) | (107) | ||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (73) | (72) | (217) | (214) | ||
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (176) | (177) | (538) | (501) | ||
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (53) | (27) | (148) | (80) | ||
| Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites(3) | 95 | 54 | 116 | 180 | ||
| Autres ajustements hors trésorerie | 32 | (40) | 150 | (100) | ||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») | 852 | 668 | 2 834 | 2 278 | ||
| (1) Amortissement : | ||||||
| Oléoducs | 343 | 324 | 1 025 | 891 | ||
| Distribution de gaz | 87 | 73 | 251 | 230 | ||
| Gazoducs et traitement | 73 | 69 | 222 | 202 | ||
| Énergie verte et transport | 47 | 47 | 142 | 139 | ||
| Services énergétiques | - | (1) | 1 | (1) | ||
| Éliminations et divers | 12 | 12 | 35 | 22 | ||
| 562 | 524 | 1 676 | 1 483 | |||
| (2) Investissements de maintien : | ||||||
| Oléoducs | (59) | (94) | (131) | (234) | ||
| Distribution de gaz | (86) | (70) | (251) | (184) | ||
| Gazoducs et traitement | (8) | (13) | (31) | (28) | ||
| Énergie verte et transport | (2) | - | (3) | - | ||
| Éliminations et divers | (16) | (27) | (50) | (74) | ||
| (171) | (204) | (466) | (520) | |||
| (3) | Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement. |
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FTDLE
Le tableau qui suit présente un rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (mesure conforme aux PCGR) et des FTDLE.
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
||||
| 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | ||
| (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||
| Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation - activités poursuivies | 922 | 917 | 4 153 | 3 799 | |
| Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation(1) | 299 | 432 | 90 | 180 | |
| 1 221 | 1 349 | 4 243 | 3 979 | ||
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (176) | (177) | (538) | (501) | |
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (53) | (27) | (148) | (80) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées | (73) | (72) | (217) | (214) | |
| Investissements de maintien(2) | (171) | (204) | (466) | (520) | |
| Éléments d'ajustement importants : | |||||
| Normalisation météorologique | - | - | 6 | (27) | |
| Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations | 27 | 35 | 30 | 42 | |
| Provision pour réévaluation des stocks réalisée(3) | (63) | (257) | (346) | (422) | |
| Coûts de séparation versés aux salariés et de restructuration | 22 | - | 30 | - | |
| Autres éléments | 118 | 21 | 240 | 21 | |
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») | 852 | 668 | 2 834 | 2 278 | |
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire | 0,92 | 0,79 | 3,13 | 2,70 | |
| (1) | Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements. |
| (2) | Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (y compris le remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits ou les fonctions de service des biens existants. |
| (3) | La provision pour réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE. |
POINTS SAILLANTS
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
|||||
| 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |||
| (non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | ||||||
| Oléoducs | (87) | 179 | 2 168 | 1 131 | ||
| Distribution de gaz | 20 | 27 | 342 | 344 | ||
| Gazoducs et traitement | 67 | 77 | 147 | (298) | ||
| Énergie verte et transport | 34 | 25 | 124 | 127 | ||
| Services énergétiques | (25) | 169 | (38) | 233 | ||
| Éliminations et divers | (102) | (367) | 71 | (743) | ||
| Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts | (93) | 110 | 2 814 | 794 | ||
| Charge d'intérêts | (397) | (718) | (1 178) | (1 253) | ||
| Recouvrement (charge) d'impôts | 253 | (129) | (174) | (76) | ||
| Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 207 | 200 | 166 | 334 | ||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (73) | (72) | (217) | (214) | ||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (103) | (609) | 1 411 | (415) | ||
| Résultat par action ordinaire | (0,11) | (0,72) | 1,56 | (0,49) | ||
| Résultat dilué par action ordinaire | (0,11) | (0,72) | 1,55 | (0,49) | ||
| Bénéfice ajusté | ||||||
| Oléoducs | 941 | 895 | 2 947 | 2 435 | ||
| Distribution de gaz | 31 | 24 | 344 | 318 | ||
| Gazoducs et traitement | 94 | 84 | 271 | 248 | ||
| Énergie verte et transport | 34 | 26 | 122 | 126 | ||
| Services énergétiques | (15) | (23) | 33 | 83 | ||
| Éliminations et divers | (84) | (48) | (253) | (172) | ||
| Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts(1) | 1 001 | 958 | 3 464 | 3 038 | ||
| Charge d'intérêts(2) | (385) | (317) | (1 142) | (901) | ||
| Impôts sur les bénéfices(2) | (77) | (142) | (384) | (356) | ||
| Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables(2) | (29) | (28) | (165) | (195) | ||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (73) | (72) | (217) | (214) | ||
| Bénéfice ajusté(1) | 437 | 399 | 1 556 | 1 372 | ||
| Bénéfice ajusté par action ordinaire(1) | 0,47 | 0,47 | 1,72 | 1,62 | ||
| Données sur les flux de trésorerie | ||||||
| Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation | 922 | 917 | 4 153 | 3 799 | ||
| Sorties de trésorerie liées aux activités d'investissement | (1 268) | (1 758) | (5 200) | (5 671) | ||
| Rentrées de trésorerie liées aux activités de financement | 120 | 605 | 1 101 | 1 516 | ||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation(3) | ||||||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation | 852 | 668 | 2 834 | 2 278 | ||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire | 0,92 | 0,79 | 3,13 | 2,70 | ||
| Dividendes | ||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | 496 | 400 | 1 448 | 1 195 | ||
| Dividendes payés par action ordinaire | 0,530 | 0,465 | 1,590 | 1,395 | ||
| Actions en circulation (en millions) | ||||||
| Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation | 922 | 849 | 905 | 845 | ||
| Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation | 922 | 849 | 913 | 845 | ||
| Données d'exploitation | ||||||
| Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour) | ||||||
| Réseau principal au Canada(4) | 2 353 | 2 212 | 2 379 | 2 165 | ||
| Réseau de Lakehead(5) | 2 495 | 2 338 | 2 558 | 2 292 | ||
| Réseau régional des sables bitumineux(6) | 996 | 690 | 834 | 770 | ||
| Gazoducs - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour) | ||||||
| Alliance Pipeline Canada | 1 544 | 1 336 | 1 571 | 1 490 | ||
| Alliance Pipeline US | 1 683 | 1 489 | 1 709 | 1 646 | ||
| Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») | ||||||
| Volumes (en milliards de pieds cubes) | 43 | 44 | 295 | 329 | ||
| Nombre de clients actifs (en milliers)(7) | 2 138 | 2 105 | 2 138 | 2 105 | ||
| Degrés-jours de chauffage(8) | ||||||
| Chiffres réels | 28 | 42 | 2 283 | 2 703 | ||
| Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale | 65 | 64 | 2 374 | 2 314 | ||
| (1) | Le BAII ajusté, le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR - se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR. |
| (2) | Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement. |
| (3) | Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR. |
| (4) | Le débit du réseau principal au Canada représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien. |
| (5) | Le débit du réseau de Lakehead représente les livraisons du réseau principal dans le Midwest américain et l'est du Canada. |
| (6) | Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux. |
| (7) | Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période. |
| (8) | Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto. |
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