Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

02 nov. 2017 07h01 HE

Enbridge Inc. annonce ses résultats du troisième trimestre de 2017

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 2 nov. 2017) -

POINTS SAILLANTS DU TROISIÈME TRIMESTRE

(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

  • Bénéfice de 765 M$ au troisième trimestre et de 2 322 M$ pour la période de neuf mois, soit respectivement 0,47 $ et 1,57 $ par action ordinaire; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation

  • Bénéfice ajusté de 632 M$ au troisième trimestre et de 1 969 M$ pour la période de neuf mois, soit respectivement 0,39 $ et 1,33 $ par action ordinaire

  • Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ») de 1 738 M$ au troisième trimestre et de 4 966 M$ pour la période de neuf mois

  • Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de 1 334 M$ au troisième trimestre et de 3 873 M$ pour la période de neuf mois, soit respectivement 0,82 $ et 2,61 $ par action ordinaire

  • Confirmation par la direction du maintien de l'objectif de FTDLE pour l'exercice 2017 se situant entre 3,60 $ et 3,90 $ par action ordinaire

  • Bonne progression du programme de remplacement de la canalisation 3; construction au Canada et au Wisconsin, et audiences réglementaires en cours au Minnesota

  • Mise en service par Enbridge de projets de croissance supplémentaires totalisant 3 G$ depuis la fin du deuxième trimestre de 2017

  • Obtention par Enbridge d'un permis présidentiel modifié pour l'agrandissement du pipeline Alberta Clipper

  • Poursuite par Enbridge du plan de financement, consolidant sa position financière au moyen de l'émission de près de 3 G$ de titres de créance hybrides que les agences d'évaluation du crédit traitent à 50 % comme des capitaux propres

  • Annonce par Enbridge aujourd'hui de l'intention de déposer auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario une demande de fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB) (NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de 1 738 M$ pour le troisième trimestre de 2017. Les FTDLE se sont établis à 1 334 M$, ou 0,82 $ par action ordinaire, au troisième trimestre. Ces résultats reflètent deux trimestres complets d'exploitation après l'opération de fusion avec Spectra Energy Corp (l'« opération de fusion »), close le 27 février 2017.

Le principal facteur de croissance du BAII au troisième trimestre de 2017 comparativement au troisième trimestre de 2016 a été l'apport des nouveaux actifs de gaz naturel, de liquides et de services d'Enbridge acquis dans le cadre de l'opération de fusion.

Le débit supérieur de pétrole brut sur le réseau principal, la mise en service de nouveaux projets dans les secteurs Oléoducs et Gazoducs et traitement ainsi que les taux de couverture de change réalisés plus favorables ont aussi contribué à la croissance du BAII d'un exercice à l'autre. Ces facteurs positifs ont été partiellement contrebalancés par des volumes et des marges bénéficiaires plus faibles pour la collecte et le traitement du gaz naturel en raison du recul des prix du gaz naturel et des activités de forage dans certains secteurs, ainsi que par le léger repli des résultats dans les secteurs Énergie verte et transport et Services énergétiques. L'incidence financière des ouragans sur la côte du golfe du Mexique et en Floride n'a pas été importante pour les résultats trimestriels.

Les FTDLE pour le troisième trimestre ont totalisé 1 334 M$, une augmentation de 482 M$ par rapport à la période comparable de 2016, qui s'explique principalement par les facteurs énoncés précédemment. Les FTDLE de 0,82 $ par action ont diminué d'un exercice à l'autre, principalement en raison de l'émission d'actions ordinaires supplémentaires en tant que contrepartie dans le cadre de l'opération de fusion.

« Dans leur ensemble, les résultats du troisième trimestre étaient à la hauteur de nos attentes, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Pour le quatrième trimestre, nous prévoyons une performance financière encore plus soutenue, qu'entraîneront des volumes de liquides supérieurs, l'apport sur un trimestre complet de nouveaux projets mis en service, des synergies supplémentaires ainsi que la reprise de nos activités, d'ordinaire plus vigoureuses en hiver en raison de leur caractère saisonnier. »

« Compte tenu de ces facteurs, ainsi que de la nature stable et fiable de nos activités de base, nous demeurons sur la bonne voie pour produire des résultats financiers pour l'exercice 2017 complet conformes à la fourchette de rendement déjà communiquée de 3,60 $ à 3,90 $ par action. »

À propos de la poursuite de l'exécution du plan d'affaires, M. Monaco a indiqué : « À ce jour, l'exercice s'est avéré très productif. Seulement huit mois se sont écoulés depuis la fusion avec Spectra, et nous sommes satisfaits de l'intégration de nos deux grandes sociétés. Nous avons aussi accompli de grands progrès à l'égard de la consolidation et de la rationalisation dans le cadre de la restructuration d'Enbridge Energy Partners, L.P. ainsi que de l'acquisition de Midcoast Energy Partners, L.P. plus tôt cette année. De plus, nous avons mobilisé plus de 10 G$ sur les marchés financiers, dont 3 G$ de capitaux propres ou d'équivalents de capitaux propres, et nous avons fait passer le total des ventes d'actifs non essentiels à 2,6 G$ depuis l'annonce de l'opération de fusion. »

« Nous continuerons d'évaluer les moyens de consolider et de rationaliser davantage la structure de nos entreprises et des entités détenues à titre de promoteur, de réduire les coûts et d'améliorer notre situation financière, a poursuivi M. Monaco. Nous serons heureux de tenir nos conférences téléphoniques à l'intention des investisseurs les 12 et 13 décembre prochain pour faire le point sur notre stratégie et notre situation financière. »

Programme de remplacement de la canalisation 3

Le remplacement de la canalisation 3 est un programme visant des infrastructures énergétiques essentielles qui soutiendra l'économie et assurera un approvisionnement en énergie fiable et économique. Ce programme met de l'avant la technologie pipelinière de pointe pour accroître la sécurité, la fiabilité et la capacité de débit sur le réseau principal.

Tous les permis réglementaires ont été obtenus au Canada; les travaux de construction de certains tronçons du pipeline ont été entrepris l'été dernier et vont bon train. Tous les permis réglementaires ont également été obtenus pour le Dakota du Nord, de même que pour le Wisconsin, où les travaux progressent.

Le Minnesota est le principal État où les permis sont toujours en attente de délivrance pour le programme de remplacement de la canalisation 3. L'étude d'impact environnemental finale a été publiée en août, et la détermination de sa pertinence par la Commission des services publics du Minnesota (la Minnesota Public Utilities Commission ou « MPUC ») est attendue en décembre. Les dossiers parallèles visant l'obtention du certificat de nécessité et d'approbation du tracé poursuivent leur cours conformément au calendrier, et les audiences publiques se déroulent actuellement. La MPUC devrait rendre sa décision quant au certificat de nécessité et à l'approbation du tracé au deuxième trimestre de 2018. Selon le processus réglementaire et l'échéancier prévus, la direction estime toujours que la mise en service du projet aura lieu au deuxième semestre de 2019.

Exécution de projets

Enbridge poursuit ses progrès à l'égard de l'exécution de son programme de croissance garanti de 31 G$. Ces projets de diverses envergures, déployés sur des territoires et plateformes commerciales variés, sont tous appuyés par des contrats d'achat ferme à faible risque et à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales similaires.

Depuis le deuxième trimestre de 2017, 3 G$ de projets ont été mis en service. Parmi eux, le Projet Hangingstone de JACOS, pipeline latéral de pétrole brut en Alberta, se composant d'une série de prolongements et d'agrandissements sur les réseaux de gazoducs Texas Eastern et Algonquin, le projet éolien Chapman Ranch au Texas ainsi que diverses initiatives de croissance visant le secteur des services publics en Ontario. Les projets achevés à ce jour cette année totalisent plus de 9 G$, généralement dans le respect de l'échéancier et du budget.

En outre, Ebridge fait progresser l'exécution de projets dont la mise en service est prévue pour 2018 et 2019. La Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») a autorisé la construction du gazoduc NEXUS, qui a commencé en octobre. Les coûts en capital totaux pour ce projet ont été révisés à 1,3 G$ US, et la mise en service est prévue pour le troisième trimestre de 2018. En ce qui a trait au secteur d'énergie renouvelable, la dernière turbine a été installée dans le cadre du projet éolien extracôtier Rampion de 0,8 G$ au Royaume-Uni; la production devrait commencer plus tard au cours du trimestre, et le parc, être entièrement opérationnel au cours du deuxième trimestre de 2018.

De plus, après la fin du dernier trimestre, Enbridge a obtenu un permis présidentiel modifié pour l'agrandissement de la canalisation Alberta Clipper (canalisation 67).

« Nous sommes très heureux des progrès réalisés par notre groupe Grands projets à l'égard des projets garantis, a précisé M. Monaco. Nous constatons que dans le contexte actuel, des permis sont délivrés pour la construction d'infrastructures énergétiques essentielles. »

Progrès en matière de financement

Enbridge est restée proactive en ce qui touche ses activités sur les marchés financiers, réalisant des progrès notables dans l'exécution de son plan de financement et améliorant sa position financière. Plus précisément, la société a récemment réuni près de 3 G$ de titres de créance hybrides sur les marchés canadien et américain selon des modalités avantageuses. Ces instruments servent à consolider le bilan d'Enbridge, étant donné que les agences d'évaluation du crédit traitent 50 % du capital comme des capitaux propres.

Au cours du trimestre, Enbridge a aussi annoncé la vente de l'entreprise de services publics St. Lawrence Gas, dans l'État de New York, en contrepartie de 0,1 G$; la clôture de l'opération devrait avoir lieu en 2018. Elle porte les ventes totales d'actifs non essentiels à 2,6 G$ depuis septembre dernier, soit bien au-delà de la cible de la société 2,0 G$.

« La consolidation de notre bilan progresse bien, conformément au plan de financement prudent que nous avons communiqué aux agences d'évaluation du crédit, a ajouté M. Monaco. Nous continuons d'avoir un grand accès aux capitaux, comme en témoigne le financement avantageux que nous avons obtenu, tant au Canada qu'aux États-Unis et nous sommes déterminés à maintenir des cotes de crédit de très bonne qualité. »

Autres activités

Plus tard aujourd'hui, Enbridge compte déposer une demande de regroupement d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO »). Étant donné la nature complémentaire de ces franchises, le regroupement devrait procurer des avantages tant pour les payeurs de droits que pour les actionnaires. Cette demande lancera le processus d'examen réglementaire, qui devrait se poursuivre en 2018. En supposant une décision réglementaire favorable, le regroupement devrait prendre effet en 2019.

En conclusion, M. Monaco a abordé la réaction de la société aux récents ouragans : « Je tiens à souligner à quel point je suis fier de la façon dont nos employés ont réagi aux conditions difficiles causées par les ouragans au trimestre dernier. Non seulement ont-ils redoublé d'efforts pour veiller à maintenir la sécurité et la fiabilité de nos actifs, mais ils se sont entraidés et ont porté secours aux gens de nos collectivités pendant cette période de crise. Voilà qui atteste de la qualité de notre personnel et de l'esprit d'équipe qui règne au sein de l'entreprise. »

APERÇU DES RÉSULTATS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2017

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.

POINTS SAILLANTS

Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf
mois closes
les 30 septembre
2017 2016 2017 2016
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 1 326 (87 ) 3 722 2 168
Gazoducs et traitement 615 67 1 636 147
Distribution de gaz 83 20 511 342
Énergie verte et transport 20 34 121 124
Services énergétiques (150 ) (25 ) (12 ) (38 )
Éliminations et divers 101 (102 ) (255 ) 71
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 1 995 (93 ) 5 723 2 814
Charge d'intérêts (653 ) (397 ) (1 704 ) (1 178 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (327 ) 253 (818 ) (174 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (168 ) 207 (633 ) 166
Dividendes sur les actions privilégiées (82 ) (73 ) (246 ) (217 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 765 (103 ) 2 322 1 411
Résultat par action ordinaire 0,47 (0,11 ) 1,57 1,56
Résultat dilué par action ordinaire 0,47 (0,11 ) 1,56 1,55
Bénéfice ajusté
Oléoducs 976 941 2 884 2 947
Gazoducs et traitement 700 94 1 703 271
Distribution de gaz 81 31 503 344
Énergie verte et transport 20 34 121 122
Services énergétiques (24 ) (15 ) (32 ) 33
Éliminations et divers (15 ) (84 ) (213 ) (253 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1 1 738 1 001 4 966 3 464
Charge d'intérêts2 (614 ) (385 ) (1 667 ) (1 142 )
Impôts sur les bénéfices2 (215 ) (77 ) (553 ) (384 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2 (195 ) (29 ) (531 ) (165 )
Dividendes sur les actions privilégiées (82 ) (73 ) (246 ) (217 )
Bénéfice ajusté1 632 437 1 969 1 556
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,39 0,47 1,33 1,72
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 533 922 5 243 4 153
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 172 ) (1 268 ) (8 063 ) (5 200 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 403 233 2 148 1 013
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 334 852 3 873 2 834
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,82 0,92 2,61 3,13
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 1 001 496 2 552 1 448
Dividendes payés par action ordinaire 0,610 0,530 1,803 1,590
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 1 635 922 1 482 905
Nombre moyen pondéré dilué d'actions en circulation 1 642 922 1 490 913
Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf
mois closes
les 30 septembre
2017 2016 2017 2016
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de b/j)
Réseau principal au Canada4 2 492 2 353 2 511 2 379
Réseau de Lakehead5 2 620 2 495 2 657 2 558
Réseau régional des sables bitumineux6 1 329 1 201 1 262 1 059
Gazoducs - débit quotidien moyen (en Mpi3/j)
Alliance Pipeline Canada 1 530 1 544 1 559 1 571
Alliance Pipeline US 1 643 1 683 1 663 1 709
Secteur intermédiaire au Canada7 2 172 - 2 362 -
Gazoducs et traitement - volumes traités (en Mpi3/j)
Secteur intermédiaire au Canada8 1 626 - 1 794 -
Secteur intermédiaire aux États-Unis9 6 294 1 046 6 204 1 118
Gazoducs et traitement - production de liquides du gaz naturel (« LGN ») (en milliers de b/j)
Secteur intermédiaire aux États-Unis9 529 128 527 142
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 43 43 286 295
Nombre de clients actifs (en milliers)10 2 172 2 138 2 172 2 138
Degrés-jours de chauffage11
Chiffres réels 66 28 2 214 2 283
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 62 65 2 413 2 374
Distribution de gaz - Union Gas Limited (« Union Gas »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 203 - 574 -
Nombre de clients actifs (en milliers)10 1 470 - 1 470 -
Degrés-jours de chauffage11
Chiffres réels 162 - 1 255 -
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 170 - 1 260 -
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 - Voir 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 pipelinier de Lakehead (« réseau de Lakehead ») correspond aux livraisons sur le réseau principal dans le Midwest des États-Unis et dans l'est du Canada.
6 Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca, au pipeline Waupisoo et au pipeline Woodland et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
7 Les volumes du secteur intermédiaire au Canada se limitent aux actifs de livraison et de traitement dans l'Ouest canadien.
8 Les volumes des actifs de traitement du secteur intermédiaire au Canada correspondent aux volumes traités dans les usines à gaz Tupper Main et Tupper West et aux volumes des actifs de livraison et de traitement dans l'Ouest canadien.
9 La production des actifs de traitement et la production de LGN du secteur intermédiaire aux États-Unis représentent les volumes traités et produits par les actifs de Field Services et de Midcoast Energy Partnership ainsi que par l'usine de traitement d'Aux Sable.
10 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD et d'Union Gas à la fin de la période.
11 Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD et d'Union Gas. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

BÉNÉFICE AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, le BAII s'est apprécié de respectivement 2 088 M$ et 2 909 M$, comparativement aux périodes correspondantes de 2016. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, le BAII a bénéficié de l'apport, pour environ 638 M$ et 1 478 M$ respectivement, des nouveaux actifs issus de l'opération de fusion.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, l'incidence positive sur le BAII des actifs acquis lors de l'opération de fusion a été annulée en partie par le rendement inférieur des secteurs Oléoducs et Services énergétiques, tel qu'il est commenté ci-dessous à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts.

La comparabilité des résultats de la société pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 a également subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés dans les tableaux sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR, les plus importants étant les suivants :

  • Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2016, le BAII de la société a subi l'effet de la comptabilisation d'une perte de valeur de 1 000 M$ (81 M$ après impôts attribuables à Enbridge) liée au projet Sandpiper d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »). On ne relève pas de perte de valeur semblable en 2017.
  • Pour le trimestre clos le 30 septembre 2017, le BAII de la société rend compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 362 M$, comparativement à des pertes de 14 M$ inscrites pour la période correspondante de 2016. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2017, le BAII de la société rend compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 1 239 M$, comparativement à des gains de 820 M$ inscrits pour la période correspondante de 2016. La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer les risques de taux d'intérêt et de change et les risques liés au prix des marchandises, qui sont source de volatilité pour le bénéfice à court terme. À long terme, Enbridge estime que son programme de couverture soutiendra la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes sur laquelle repose sa proposition de valeur aux investisseurs.
  • Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2016, le BAII de la société a subi l'effet de la comptabilisation d'une perte de valeur de 176 M$ (103 M$ après impôts attribuables à Enbridge) au deuxième trimestre de 2016 découlant de la participation de 75 % d'Enbridge dans une coentreprise, Eddystone Rail Company, LLC, une installation de transbordement rail-péniche dans le Grand Philadelphie en Pennsylvanie. On ne relève pas de perte de valeur semblable en 2017.
  • Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2017, le BAII de la société rend compte de charges de 180 M$ (131 M$ après impôts) relatives aux coûts liés à l'opération de fusion, ainsi que des coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés de 223 M$ (157 M$ après impôts) liés aux compressions de personnel effectuées à l'échelle de la société en mars 2017 et aux coûts de restructuration dans le cadre de la réalisation de l'opération de fusion.

BÉNÉFICE ATTRIBUABLE AUX PORTEURS D'ACTIONS ORDINAIRES

En plus des facteurs évoqués à la rubrique Bénéfice avant intérêts et impôts ci-dessus, les charges d'intérêts pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 ont augmenté par rapport aux périodes correspondantes de 2016, en raison principalement de la dette prise en charge dans le cadre de l'opération de fusion.

Les charges d'impôts ont augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, comparativement aux périodes correspondantes de 2016, en raison essentiellement de la hausse du bénéfice.

Le bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables a augmenté au cours du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2017 comparativement aux périodes correspondantes de 2016. L'augmentation est attribuable aux nouvelles participations ne donnant pas le contrôle liées aux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion et à la hausse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP au cours de 2017.

La hausse du résultat par action ordinaire pour le trimestre clos le 30 septembre 2017, comparativement à la période correspondante de 2016, est attribuable à l'accroissement du bénéfice, tel que mentionné plus haut, hausse qui a été annulée en partie par l'incidence de l'émission d'environ 691 millions d'actions ordinaires en février 2017 en guise de contrepartie pour l'opération de fusion, l'émission d'environ 75 millions d'actions ordinaires en 2016 dans le cadre d'un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 56 millions d'actions ordinaires au premier trimestre de 2016, ainsi que d'autres émissions trimestrielles intervenues dans le cadre du programme de réinvestissement des dividendes de la société.

BÉNÉFICE AJUSTÉ AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, le BAII ajusté a augmenté de respectivement 737 M$ et 1 502 M$, comparativement aux périodes correspondantes de 2016. La croissance du BAII ajusté par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est surtout attribuable aux apports des nouveaux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion. Ces apports positifs ont par contre été en partie annulés par les températures plus douces enregistrées dans les zones de desserte des services de distribution de gaz de la société et par les résultats en recul des secteurs Oléoducs, Énergie verte et transport et Services énergétiques.

La croissance du BAII ajusté a été plus prononcée dans le secteur Gazoducs et traitement, où est consigné l'essentiel des nouveaux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion. La croissance de ce secteur a également rendu compte de l'apport des usines à gaz Tupper Main et Tupper West acquises en avril 2016.

Si l'on exclut l'apport du réseau Express-Platte à la suite de l'opération de fusion, le BAII ajusté du secteur Oléoducs a été moins élevé pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 que pour les périodes correspondantes de 2016. Au troisième trimestre de 2017, le BAII ajusté a bénéficié de l'augmentation du débit attribuable en partie aux initiatives d'optimisation de la capacité mises en place au troisième trimestre, lesquelles ont eu pour effet de réduire sensiblement la répartition pour le service de pétrole brut lourd et permis d'expédier un surcroît de barils de pétrole brut lourd. Cet apport au BAII a toutefois été annulé par l'absence de BAII ajusté émanant de certains actifs dessaisis depuis le troisième trimestre de 2016 et par un taux de change plus faible entre le dollar américain et le dollar canadien. Le rendement du secteur Oléoducs a également subi l'effet d'un changement dans les pratiques, la société n'incluant plus, pour établir le BAII ajusté, les liquidités reçues aux termes de contrats d'achat ferme assortis de droits de rattrapage.

Les résultats de la période de neuf mois close le 30 septembre 2017 ont subi l'incidence de plusieurs éléments transitoires au deuxième trimestre de 2017, notamment une importante interruption imprévue et l'accélération du programme d'entretien à une installation en amont d'un client, d'autres perturbations apparentées et non apparentées de la production et un programme d'essais hydrostatiques sur la canalisation 5. L'incidence cumulée de ces facteurs sur le réseau principal a été d'environ 50 M$. Jusqu'en juin, le réseau principal a acheminé des volumes presque records et le réseau a fonctionné selon le principe de la répartition pour le service de pétrole brut lourd. La répartition sur le réseau principal a aussi influé sur la contribution de certains pipelines en aval au BAII ajusté au cours des premier et deuxième trimestres de 2017. Pour le reste de l'année, on s'attend à une hausse du débit à la faveur des initiatives d'optimisation de la capacité évoquées plus haut.

Dans le secteur Distribution de gaz, Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a généré un BAII ajusté moins élevé pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2017 comparativement à la période correspondante de 2016, en raison principalement des produits de distribution moins élevés, imputables au temps plus chaud que la normale enregistré au cours du premier trimestre de 2017. À partir du 1er janvier 2017, EGD a cessé d'exclure de son BAII ajusté l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale. Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2017, les températures plus chaudes que la normale ont eu pour effet de retrancher d'environ 31 M$ le BAII ajusté d'EGD. La diminution du BAII ajusté d'EGD d'une période à l'autre a été plus que compensée par les apports d'Union Gas depuis la conclusion de l'opération de fusion.

Le BAII ajusté du secteur Services énergétiques pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 rend compte d'une compression des différentiels de base sur certains marchés et des moindres possibilités de dégager des marges bénéficiaires sur les installations assorties d'obligations de capacité. Le BAII 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.

La diminution de la perte ajustée avant intérêts et impôts inscrite à l'unité Élimination et divers rend compte d'une partie des synergies réalisées jusqu'ici du fait de l'intégration des fonctions corporatives et de l'incidence de règlements de couverture de change plus favorables.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

En plus des facteurs évoqués à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts ci-dessus, la comparabilité du bénéfice ajusté concorde avec l'explication donnée à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ci-dessus.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Pour le trimestre clos le 30 septembre 2017, les FTDLE ont totalisé 1 334 M$ (0,82 $ par action ordinaire) comparativement à 852 M$ (0,92 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 septembre 2016. Les FTDLE se sont établis à 3 873 M$ (2,61 $ par action ordinaire) pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2017, alors qu'ils avaient été de 2 834 M$ (3,13 $ par action ordinaire) pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2016. La croissance des FTDLE d'un exercice à l'autre a subi l'incidence des mêmes facteurs décrits plus haut sous la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts et d'autres facteurs dont il est question ci-dessous. Toutefois, les FTDLE par action ordinaire ont diminué d'un trimestre à l'autre à la suite de la réalisation de l'opération de fusion et d'autres émissions en 2016, dont il est question ci-dessus à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires.

Les incidences positives sur les FTDLE décrites ci-dessus ont été partiellement annulées par des investissements de maintien plus élevés pour le troisième et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 liés aux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion. L'augmentation a été atténuée en partie, d'une part par la diminution des investissements de maintien du secteur Distribution de gaz, alors que les dépenses engagées en 2016 étaient supérieures en raison d'une augmentation des coûts relatifs au programme de gestion des travaux et des actifs d'EGD, et d'autre part à cause d'une diminution au troisième trimestre - exception faite de l'incidence de l'opération de fusion - dans le secteur Oléoducs causée par l'achèvement en 2016 d'un projet d'entretien unique, qui ne s'est pas répété en 2017.

Cette hausse des FTDLE a aussi été partiellement contrebalancée par l'augmentation de la charge d'intérêts et des dividendes sur les actions privilégiées pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, ainsi qu'il en est question à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ci-dessus.

L'augmentation des FTDLE a également subi l'incidence de la hausse des distributions versées aux participations ne donnant pas le contrôle acquises dans le cadre de l'opération de fusion, atténuée en partie par la baisse des distributions versées aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP en raison de la réduction de sa distribution trimestrielle ainsi que de l'achat des parts ordinaires en circulation détenues par le public de Midcoast Energy Partners, L.P. Consulter la rubrique Stratégie de véhicules à titre de promoteur aux États-Unis dans le rapport de gestion de la société.

L'incidence positive des FTDLE a de plus été contrebalancée par les distributions supérieures versées aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables en raison de l'accroissement de la propriété publique dans le groupe du fonds (comprenant Enbridge Income Fund, Enbridge Commercial Trust, Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et les filiales et satellites d'EIPLP) en raison du placement secondaire d'Enbridge Income Fund Holdings Inc. au deuxième trimestre de 2017.

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 chaque période.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique conjointe avec Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP le jeudi 2 novembre 2017 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats financiers du troisième trimestre de 2017. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le (877) 930-8043, ou le (253) 336-7522 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 95724866#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m6/p/bp33h7de. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le (855) 859-2056, ou le (404) 537-3406 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 95724866#).

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

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le 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 FTDLE ou les FTDLE par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu du secteur Oléoducs; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses en immobilisations prévues; l'incidence prévue sur les flux de trésorerie du programme de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à terminer et à financer les projets en construction; la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; les dividendes futurs estimatifs; l'agrandissement prévu du réseau T-South; la capacité prévue du projet éolien extra-côtier Hohe See; le résultat prévu découlant de la revue du projet de remplacement de la canalisation 3 par la Commission des services publics du Minnesota; 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 d'offre; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion, y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales futures et la performance dans l'avenir de la société issue du regroupement; la politique de versement des dividendes; la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes ainsi que l'incidence prévue du programme de couverture.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question.

Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion; les lois gouvernementales; les acquisitions et le calendrier s'y rapportant; la réussite des plans d'intégration; l'incidence de l'exécution des projets d'investissement sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le 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 et les FTDLE et les FTDLE par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs.

En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAII prévu, le BAII ajusté, le bénéfice (la perte), le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les montants connexes par action ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en construction, y compris les dates estimatives d'achèvement et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts.

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

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. est la première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques dotées de plateformes commerciales stratégiques comprenant un réseau étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz naturel, de services publics réglementés de distribution de gaz naturel ainsi que d'actifs de production d'énergie renouvelable. La société livre en toute sécurité une moyenne quotidienne de 2,8 millions de barils de pétrole brut par l'entremise de son réseau principal et de son pipeline Express. Ce volume représente environ 65 % des exportations de pétrole brut canadien aux États-Unis. De plus, en desservant les principaux bassins d'approvisionnement et marchés, la société livre quelque 20 % de tout le gaz naturel consommé aux États-Unis. Les services publics réglementés de la société comptent environ 3,6 millions de clients de détail en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. De plus, Enbridge poursuit son expansion dans le secteur des infrastructures électriques; elle détient des participations dans des installations d'énergie renouvelable d'une capacité de production nette de plus de 2 500 MW en Amérique du Nord et en Europe. La société est inscrite à l'édition des huit dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB.

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

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

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 1er novembre 2017, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er décembre 2017 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2017.

Actions ordinaires 0,61000 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B1 0,21340 $
Actions privilégiées, série C2 0,19571 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J3 0,30540 $ US
Actions privilégiées, série L4 0,30993 $ US
Actions privilégiées, série N 0,25000 $
Actions privilégiées, série P 0,25000 $
Actions privilégiées, série R 0,25000 $
Actions privilégiées, série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, série 5 0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7 0,27500 $
Actions privilégiées, série 9 0,27500 $
Actions privilégiées, série 11 0,27500 $
Actions privilégiées, série 13 0,27500 $
Actions privilégiées, série 15 0,27500 $
Actions privilégiées, série 17 0,32188 $
1 Le 1er juin 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série B a été refixé à 0,21340 $, par rapport à 0,25000 $, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.
2 Le montant des dividendes trimestriels de la série C a été fixé à 0,18600 $ le 1er juin 2017 et à 0,19571 $ le 1er septembre 2017, et il sera refixé à chaque trimestre par la suite.
3 Le 1er juin 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série J a été refixé à 0,30540 $US, par rapport à 0,25000 $US, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.
4 Le 1er septembre 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série L a été refixé à 0,30993 $US, par rapport à 0,25000 $US, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire, aux FTDLE et aux FTDLE par action ordinaire. Le BAII ajusté s'entend BAII ajusté pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que les 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 des données consolidées. 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 ajusté, le bénéfice ajusté par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire 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 ajusté 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 ajusté, le bénéfice ajusté par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis d'Amérique (« 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.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf
mois closes
les 30 septembre
2017 2016 2017 2016
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 1 995 (93 ) 5 723 2 814
Éléments d'ajustement1:
Variations (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés2 (362 ) 14 (1 239 ) (820 )
Perte de valeur des actifs de Sandpiper3 - 1 000 - 1 000
Perte de valeur des actifs et des investissements - 10 - 197
(Gain) perte de change intersociétés non réalisée 6 (2 ) 20 53
Essais hydrostatiques - (2 ) - (14 )
Ajustement de droits de rattrapage4 - 16 - 131
Coûts de redémarrage des pipelines et des installations liés aux 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 1 (13 ) 9 3
Températures supérieures à la normale5 - - - 8
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 3 27 206 30
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration 76 22 284 30
Perte à la vente d'actifs et d'investissements non essentiels, montant net - 4 - 4
Autres 19 - (37 ) (11 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 738 1 001 4 966 3 464
Charge d'intérêts (653 ) (397 ) (1 704 ) (1 178 )
Impôts sur les bénéfices (327 ) 253 (818 ) (174 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (168 ) 207 (633 ) 166
Dividendes sur les actions privilégiées (82 ) (73 ) (246 ) (217 )
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts 39 12 37 36
Impôts sur les bénéfices6 112 (330 ) 265 (210 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables7 (27 ) (236 ) 102 (331 )
Bénéfice ajusté 632 437 1 969 1 556
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 dans le rapport de gestion de la société.
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 Englobe les coûts liés aux projets de 8 M$.
4 Depuis le 1er janvier 2017, la société ne fait plus cet ajustement à son BAII. Pour un complément d'information, consulter la rubrique Résultats financiers - Oléoducs dans le rapport de gestion de la société.
5 Depuis le 1er janvier 2017, la société ne fait plus cet ajustement à son BAII. Pour un complément d'information, consulter la rubrique Résultats financiers - Distribution de gaz dans le rapport de gestion de la société.
6 Les impôts sur les bénéfices ont subi l'incidence des ajustements pour des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés sous les éléments d'ajustement pour le bénéfice avant intérêts et impôts. Pour un complément d'information sur les variations pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 comparativement aux périodes correspondantes de 2016, consulter la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires.
7 Les participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables ont subi l'incidence des ajustements pour des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés sous les éléments d'ajustement pour le bénéfice avant intérêts et impôts. Pour un complément d'information sur les variations pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2017 comparativement aux périodes correspondantes de 2016, consulter la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires.

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 ci-après présente un rapprochement entre ces deux mesures clés non conformes aux PCGR.

Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf
mois closes
les 30 septembre
2017 2016 2017 2016
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 738 1 001 4 966 3 464
Amortissement1 848 562 2 388 1 676
Investissements de maintien2 (360 ) (171 ) (916 ) (466 )
2 226 1 392 6 438 4 674
Charge d'intérêts3 (646 ) (385 ) (1 756 ) (1 142 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices exigibles3 (22 ) 20 (105 ) (61 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle3 (204 ) (176 ) (590 ) (538 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (63 ) (53 ) (180 ) (148 )
Dividendes sur les actions privilégiées (82 ) (73 ) (246 ) (217 )
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites3 67 95 161 116
Autres ajustements hors trésorerie 58 32 151 150
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 334 852 3 873 2 834
1 Amortissement :
Oléoducs 377 343 1 118 1 025
Gazoducs et traitement 241 73 627 222
Distribution de gaz 157 87 426 251
Énergie verte et transport 48 47 149 142
Services énergétiques - - 1 1
Éliminations et divers 25 12 67 35
848 562 2 388 1 676
2 Investissements de maintien :
Oléoducs (42 ) (59 ) (147 ) (131 )
Gazoducs et traitement (151 ) (8 ) (344 ) (31 )
Distribution de gaz (136 ) (86 ) (331 ) (251 )
Énergie verte et transport (30 ) (2 ) (91 ) (3 )
Éliminations et divers (1 ) (16 ) (3 ) (50 )
(360 ) (171 ) (916 ) (466 )
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 (une mesure conforme aux PCGR) et des FTDLE.

Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf mois closes
les 30 septembre
2017 2016 2017 2016
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 533 922 5 243 4 153
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 411 299 (49 ) 90
1 944 1 221 5 194 4 243
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle2 (204 ) (176 ) (590 ) (538 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (63 ) (53 ) (180 ) (148 )
Dividendes sur les actions privilégiées (82 ) (73 ) (246 ) (217 )
Investissements de maintien3 (360 ) (171 ) (916 ) (466 )
Éléments d'ajustement importants :
Normalisation météorologique - - - 6
Ajustement de droits de rattrapage 21 29 63 142
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 2 27 201 30
Provision pour réévaluation des stocks réalisée4 (39 ) (63 ) (39 ) (346 )
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration 72 22 278 30
Autres éléments 43 89 108 98
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 334 852 3 873 2 834
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,82 0,92 2,61 3,13
1 Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.
2 Ce solde est présenté déduction faite des éléments d'ajustement.
3 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 d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants.
4 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.

Renseignements