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rachat de crédits: Enbridge Inc. annonce de solides résultats pour le troisième trimestre de 2019 -Simulation


CALGARY, 8 novembre 2019 / PRNewswire / – Enbridge Inc. (Enbridge de la société) (TSX: ENB) (NYSE: ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du troisième trimestre de 2019 et présenté une mise à jour trimestrielle de ses activités.

FAITS MARQUANTS TROISIÈME TRIMESTRE 2019
(sauf indication contraire, tous les chiffres financiers sont non audités et audités en dollars canadiens)

  • Revenu GAAP de 949 millions de dollars ou 0,47 USD par action ordinaire pour le troisième trimestre de 2019, par rapport à la perte de 90 millions de dollars ou 0,05 USD perte par action ordinaire au troisième trimestre de 2018, les deux incluant l'impact d'un certain nombre de facteurs inhabituels, uniques ou non opérationnels
  • Revenu ajusté de 1,124 million de dollars ou 0,56 USD par action ordinaire pour le troisième trimestre de 2019, contre 933 millions de dollars ou 0,55 USD par action ordinaire au troisième trimestre de 2018
  • Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (EBITDA) de 3,088 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2019, contre 2 958 millions de dollars au troisième trimestre de 2018
  • Fonds provenant des activités opérationnelles de 2 milliards 735 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2019, contre 1 461 millions de dollars pour le troisième trimestre 2018
  • Cash flow distribuable (DCF) à partir de 2,155 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2019, contre 1,585 million de dollars pour le troisième trimestre 2018
  • Gamme réaffirmée d’orientation financière pour 2019 DCF par action de 4,30 $ à 4,60 $/Partager; les résultats annuels devraient dépasser le centre de la fourchette prévue
  • Entente conclue avec les expéditeurs pour embaucher le segment canadien du projet de remplacement de la canalisation 3 moyennant un supplément provisoire
  • Progrès continus dans le segment américain du projet de remplacement de la canalisation 3: la Cour suprême du Minnesota rejette l’appel interjeté contre la déclaration d’impact sur l’environnement (EIE); en octobre, la Commission des entreprises de service public du Minnesota (MPUC) ordonne que les travaux de dépollution de l’EIS soient terminés au plus tard 9 décembre 2019
  • Annonce d'un protocole d'entente avec NextDecade afin de poursuivre conjointement le développement du pipeline Rio Bravo et d'autres pipelines de gaz naturel Sud du Texas pour le projet Rio Grande LNG Brownsville, Texas
  • Un accord formel sur les tarifs avec les clients de Texas Eastern a été conclu, qui a été soumis à la FERC pour examen.
  • Le pipeline de la Voie maritime annonce une prochaine saison ouverte pour une expansion maximale de 200 000 barils par jour (kbpj) sur le pipeline de pétrole brut de la Voie maritime
  • Bonnet de 0,4 milliard de dollars du produit des activités non stratégiques précédemment annoncées; nouvelle augmentation de la flexibilité financière

COMMENTAIRES DU PDG

"Nous avons encore atteint un bon trimestre de résultats opérationnels et financiers", a-t-il déclaré. Al Monaco, Président et chef de la direction d’Enbridge. "La vigueur continue de notre performance opérationnelle reflète la qualité et la prévisibilité de notre modèle commercial. Nous avons de nouveau enregistré un débit élevé sur notre système Mainline au cours du trimestre, la demande de volumes bruts provenant de Ouest canadien et le Bakken jusqu'aux marchés de la côte américaine du golfe du Mexique. De plus, notre demande de transport de gaz et notre demande est restée élevée Ontario société de gaz a continué à réaliser des synergies opérationnelles après la fusion plus tôt cette année.

"L'EBITDA et le DCF records au troisième trimestre record ont été encore renforcés par les flux de trésorerie fiables et croissants générés par les nouveaux projets d'immobilisations mis en service au cours de la dernière année. Nous restons donc confiants dans la réalisation de nos perspectives financières pour 2019, malgré le ralentissement de ligne 3 Projet de remplacement, dont les résultats pour l’année entière devraient dépasser le point médian de notre fourchette indicative du FCD pour 2019, passant de 4,30 $ à 4,60 $ par action.

«En plus d’obtenir des résultats financiers solides, nous avons développé les initiatives clés dans chacune de nos unités opérationnelles au cours du trimestre. Dans Liquides Pipelines, nous avons conclu un accord commercial pour utiliser la partie canadienne du projet de remplacement de la ligne 3 plus tard cette année. , ce qui améliorera encore la sécurité et la fiabilité de notre système Mainline.

"Liquids Pipelines progresse également avec des optimisations d'environ 100 kbj / j que nous allons mettre en œuvre d'ici la fin de l'année. Nous avons également mené à bien une campagne de prospection visant à soutenir l'extension du pipeline Express à 50 kb / j. Ensemble, ces actions offrent beaucoup avait besoin d’une capacité de collecte supplémentaire du BSOC.

"En ce qui concerne la partie américaine de notre projet de remplacement de la ligne 3, la Cour suprême du Minnesota a rejeté les appels restants de l'EIS et le MPUC a chargé le ministère du Commerce du Minnesota d'achever les travaux de modélisation nécessaires pour restaurer l'EIS. Nous sommes ravis que le processus de réglementation progresse afin que nous puissions utiliser ce projet de remplacement de l'intégrité le plus rapidement possible.

"En ce qui concerne notre offre de contrat sur le réseau principal Liquids, malgré 18 mois de négociations avec les clients, qui ont entraîné des obligations de capacité substantielles pour les expéditeurs, la décision de la CER constituait un écart important par rapport au précédent. Nous continuons à soutenir fermement une offre d'accès prioritaire pour les expéditeurs, notamment: Des raffineries, des producteurs et des distributeurs représentant une proportion importante du débit actuel. Notre système Mainline constitue une connexion vitale pour les expéditeurs desservant plus de 3 MBP de demande et une capacité contractuelle en aval. Le réseau Main offre le péage le plus économique pour le meilleur. marchés, ce qui a généré le netback le plus fort pour le pétrole brut de l’Ouest canadien, et nous restons déterminés et avons l’intention de nous adresser à l’organisme de réglementation le plus rapidement possible.

"Dans les activités de transport de gaz, nous avons conclu un accord de règlement avec la FERC sur l'affaire de taux d'intérêt Texas Eastern et nous continuons à discuter d'affaires de taux d'intérêt sur les systèmes Algonquin afin d'optimiser davantage nos activités de base. En plus des projets de pipeline de GNL récemment annoncés sur la côte du golfe, nous avons conclu un protocole d'entente afin de poursuivre conjointement le développement du gazoduc Rio Bravo et d'autres gazoducs Sud du Texas transporte du gaz naturel vers le projet de GNL Rio Grande de NextDecade à Brownsville, TX. Nous continuons de voir d'importantes possibilités d'élargir et d'étendre notre réseau de gazoducs positionné de manière compétitive pour desservir le marché du GNL de la côte du Golfe.

"Mise en œuvre de notre 19 milliards de dollars Le programme Capital de croissance assuré respecte le calendrier prévu. Cela inclut notre 0,7 milliard USD l’investissement dans le pipeline Grey Oak, qui va de Perm et Eagle Ford à la côte du golfe du Texas, qui devrait être opérationnel d’ici la fin de l’année. 1,1 milliard de dollars Projet éolien offshore de Hohe See Allemagne qui a maintenant terminé l'installation de toutes les turbines et que l'installation devrait être entièrement opérationnelle au quatrième trimestre.

"Nous nous sommes accrus dans le domaine du financement 4 milliards de dollars de la dette à long terme à des taux favorables sur les marchés canadien et américain cette année, dont la majorité a été utilisée pour refinancer des dettes à long terme arrivant à échéance. Par conséquent, notre dette consolidée par rapport au BAIIA au troisième trimestre est restée à 4,6 fois, bien dans les limites de notre objectif à long terme.

"Enfin, nous continuons de nous concentrer sur nos priorités clés pour l'année, notamment l'obtention de résultats opérationnels et financiers solides, l'ajout de stocks de projets sécurisés, le maintien de notre solidité financière et l'autofinancement continu pour une nouvelle croissance. nos actions, associées à notre concentration accrue sur l’allocation de capital, la croissance et le rendement du capital, la valeur pour les actionnaires sera maximisée et notre valeur attractive pour les investisseurs sera réalisée.

"En résumé, la société a connu un autre trimestre fort et nous sommes satisfaits de la performance de chacune des divisions et des progrès réalisés en termes de priorités clés", a conclu M. Monaco.

RÉSUMÉ DES RÉSULTATS FINANCIERS

Résultats financiers des trois et neuf derniers mois 30 septembre 2019, sont résumés dans le tableau ci-dessous:






Trois mois terminés
30 septembre


Neuf mois terminés
30 septembre


2019

2018


2019

2018

(non vérifié, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action;






nombre d'actions en millions)






PCGR Bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires

949

(90)


4576

1426

PCGR Résultat par action ordinaire

0,47

(0,05)


2,27

0,84

Trésorerie provenant des activités opérationnelles

2735

1461


7405

7999

EBITDA ajusté1

3108

2958


10 085

9529

Revenu ajusté1

1124

933


4113

3402

Résultat ajusté par action ordinaire1

0,56

0,55


2.04

2.01

Flux de trésorerie distribuable1

2105

1585


7173

5755

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

2018

1705


2017

1695



1

Mesures financières non conformes aux PCGR. Schémas conciliant EBITDA ajusté, résultat ajusté, résultat ajusté par action ordinaire
et les flux de trésorerie distribuables sont disponibles en annexe de ce communiqué de presse.

Résultat GAAP attribuable aux actionnaires ordinaires pour le troisième trimestre de 2019 plus 1,039 million $ ou 0,52 USD par action par rapport à la même période en 2018. La comparabilité du bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires au cours de la période a été influencée par certains facteurs inhabituels et peu fréquents, le principal étant l’absence de dépréciation du goodwill de 1,019 million de dollars après impôt reconnu en 2018 à la suite du classement des activités canadiennes de collecte et de traitement du gaz naturel destinées à la vente. La variation du résultat GAAP attribuable aux actionnaires ordinaires a été partiellement compensée par la variation des gains et pertes de juste valeur sur dérivés de produits dérivés non monétaires.

Le bénéfice ajusté du troisième trimestre de 2019 a augmenté de 191 millions de dollars. Cette augmentation est principalement due aux solides résultats opérationnels de nombreuses unités opérationnelles de la société et aux nouveaux projets mis en service à la fin de 2018, en partie compensés par la perte d'apports d'actifs vendus en 2018. Bénéfice ajusté basé sur les capitaux propres augmenté de 0,01 USD par action par rapport à la même période en 2018, en raison des mêmes facteurs commerciaux que ceux mentionnés ci-dessus, partiellement compensés par un nombre plus élevé d'actions reflétant le financement par actions conjoint d'Enbridge au cours du quatrième trimestre de 2018 de tous les titres de participation en circulation de ses actions parrainées véhicules non possédés économiquement.

DCF pour le troisième trimestre 2,155 millions de dollars, une augmentation de 520 millions de dollars au cours de la période comparable précédente de 2018, principalement en raison des facteurs opérationnels susmentionnés, ainsi que de distributions réduites aux intérêts minoritaires après la conclusion par Enbridge de l’intérêt public porté à ses véhicules sponsorisés, qui ont été finalisés au quatrième trimestre de 2018.

Vous trouverez ci-dessous des informations financières sectorielles détaillées et leur analyse. EBITDA ajusté par segment.

MISE À JOUR DE LA MISE EN ŒUVRE DU PROJET

Enbridge continue de progresser 19 milliards de dollars programme de capital de développement sécurisé, comprenant environ 2,5 milliards de dollars nombre de projets remportés à ce jour, ce qui générera une croissance très transparente à moyen et à moyen terme. Les projets individuels faisant partie du programme sécurisé sont tous pris en charge par des contrats «take-or-pay» à long terme, des cadres de coût du service ou des accords commerciaux similaires à faible risque, et sont diversifiés sur un large éventail de plates-formes commerciales et de réglementations. juridictions.

La société continue de s’attendre à ce que divers projets de croissance soient mis en service en 2019, notamment le 0,7 milliard USD investissement dans le pipeline Grey Oak et la 1,1 milliard de dollars HoHe See projet éolien en mer Allemagne et la partie canadienne du projet de remplacement de la canalisation 3 pour les péages provisoires (traitée plus en détail ci-dessous).

L’oléoduc Grey Oak devrait être achevé d’ici la fin de l’année et les volumes devraient augmenter au premier trimestre de 2020, ce qui permettra d’accroître la capacité de production de pipelines bruts supplémentaires du bassin de Perm et par des contrats à prendre ou à payer.

Le projet éolien en mer HoHe See de 497 MW, situé en mer du Nord allemande, a démarré ses activités avec des turbines connectées et une alimentation en électricité du réseau en octobre. L’expansion adjacente de 112 MW, Albatros, se poursuivra comme prévu avec toutes les éoliennes installées et devrait être pleinement opérationnelle d’ici la fin de l’année. L'électricité générée par le projet reçoit un prix fixe à long terme sur 20 ans, ce qui génère un rendement élevé, soutenu par un modèle commercial à faible risque.

Remplacer la ligne 3
Le 9 milliards de dollars Le projet de remplacement de la ligne 3 est une partie importante de l'inventaire sécurisé des projets de la société. Il s’agit d’un projet critique de remplacement de l’intégrité qui améliorera la sécurité et la fiabilité du système principal d’Enbridge pour les liquides.

La société a conclu un accord commercial avec ses expéditeurs sur une majoration provisoire jusqu'à l'achèvement de la partie américaine de la ligne et prévoit de continuer à employer le segment canadien de la ligne 3 Remplacement le 1er décembre 2019. Cet accord confirme l'engagement de la société à construire et à exploiter un nouveau pipeline avancé et sécurisé. Les coûts en capital pour le projet de remplacement de la ligne 3 en 2007 étaient légèrement inférieurs au budget Canada.

À 17 septembre, la Cour suprême du Minnesota a rejeté tous les appels restants de l’AIE et a donc renvoyé la compétence à la MPU pour qu’elle remédie à la seule lacune limitée de l’EIE identifiée précédemment. Le MPUC avait indiqué que l'agence solliciterait les commentaires du public et travaillerait rapidement pour remédier au problème de carence en EIE. Conformément à cette déclaration, au cours d’une audience le 1er octobre, le MPUC a chargé le ministère du Commerce de terminer les travaux de modélisation supplémentaires et de soumettre une EIE révisée contre 9 décembre. À l'heure actuelle, Enbridge ne peut pas déterminer quand tous les permis nécessaires seront délivrés dans l'attente d'informations supplémentaires de la part de MPUC sur un calendrier permettant de compléter l'EIE et de reconfirmer le certificat de besoin et le permis de tracé. Les agences environnementales de l'État ont poursuivi leur travail autant que possible parallèlement au processus d'EIE en cours. MPUC s’attend à ce que le processus et les délais aient été mis à jour, après quoi les agences sont priées de modifier leurs calendriers pour s’adapter au processus MPUC.

En fonction de la date définitive de la mise en service, le projet risque de dépasser le coût total estimé de l'entreprise. 9 milliards de dollars pour le projet combiné de remplacement de la ligne 3. Toutefois, la société ne prévoit actuellement aucune incidence sur les coûts en capital qui pourraient avoir une incidence importante sur la situation financière et les perspectives d’Enbridge.

AUTRES MISES À JOUR

Contrats-cadres
À 27 septembre, à la suite de certaines plaintes de producteurs, le Régulateur canadien de l'énergie (CER) a décidé qu'Enbridge ne devrait pas offrir de service fixe aux expéditeurs potentiels sur le réseau principal de liquides, jusqu'à ce que ce service fixe ait été approuvé. Bien que cette décision constitue un écart important par rapport aux précédents réglementaires précédents, la CER a indiqué que sa décision de mener une enquête réglementaire avant l'ouverture des portes ne portait pas atteinte à la capacité d'Enbridge de proposer des contrats d'accès prioritaire à long terme sur le réseau principal.

L’offre de contrat d’Enbridge pour le réseau principal résulte de 18 mois de négociations approfondies avec une clientèle diversifiée. Elle est formulée en réponse directe à sa clientèle principale qui recherche la sécurité et un accès prioritaire. Ces expéditeurs, qui représentent la majorité du transport en commun sur le réseau principal, continuent de soutenir l'offre.

Enbridge envisage donc de soumettre une demande à la CER dans les meilleurs délais afin de demander l’approbation d’une offre de service robuste.

Initiatives de sortie du BSOC
À la fin de cette année, la société prévoit de fournir une capacité supplémentaire d’environ 100 kb / j sur le réseau principal. Cette capacité supplémentaire sera atteinte dans les limites de la capacité système actuelle et des paramètres d’exploitation de la société, grâce à l’efficacité des fenêtres de réception et de réception, encore renforcée par la souplesse opérationnelle permettant la mise en service du segment canadien du remplacement de la ligne 3, l’optimisation approximative des ardoises, ainsi que la récupération de la capacité existante. Ensemble, ces initiatives économes en capital fourniront des déplacements à court terme indispensables et rentables pour la production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC).

La société a mené à bien un appel de soumissions, ce qui a entraîné une expansion du pipeline Express de 50 kbpj. Cette expansion fournit une capacité de collecte supplémentaire du BSOC pour desservir le marché du PADD IV et devrait augmenter au premier semestre de 2020.

Initiatives d'accès au marché
Seaway Pipeline a annoncé son intention de lancer une offre ouverte pour une capacité brute légère supplémentaire pouvant aller jusqu'à 200 kbpj sur le réseau de la voie maritime existante Cushing, Oklahoma et l'expansion dans la région de la côte du golfe du Texas. Cette expansion très rentable éliminerait le goulot d'étranglement et optimiserait principalement le système grâce à la modernisation des pompes. La capacité d'expansion initiale pourrait être disponible d'ici le milieu de 2020 et l'expansion devrait être pleinement utilisée d'ici 2022.

À Bakken, l’ouverture de la saison de lancement du pipeline Dakota Access qui a été lancée cet été a récemment été élargie et adaptée pour inclure HFOTCO en tant que destination des expéditeurs. Cette saison d'ouverture nécessitera des obligations supplémentaires en matière d'expédition pour les services de transport, ce qui contribuera également à l'optimisation de la capacité allant jusqu'à 1,1 million de barils par jour.

Cas de taux de transmission de gaz
L’une des priorités stratégiques de la société est d’assurer des rendements justes et opportuns sur les ajouts de capital existants et nouveaux apportés aux systèmes de transport de gaz naturel de la société aux États-Unis. Après de longues négociations sur le dossier tarifaire Texas Eastern, Enbridge est parvenue à un accord avec les expéditeurs et a soumis le contrat de licence et l'accord. 28 octobre avec la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) et attend son approbation au deuxième trimestre de l’année prochaine. La société a également entamé des discussions tarifaires avec les clients d’Algonquin dans l’attente d’un règlement préemballé de ce système.

Mise à jour de l'utilitaire
Au cours du trimestre, la société a reçu une décision et une ordonnance de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) concernant la demande de tarification pour 2019. La demande de tarification pour 2019 a été soumise en Décembre 2018 conformément aux paramètres du cadre réglementaire de la société approuvé par la CEO et représente la première année d'une période de cinq ans. Le décret et l’arrêté ont approuvé la date d’entrée en vigueur des taux de base de 1er avril 2019et l'inclusion de montants de module d'immobilisations supplémentaires afin de permettre le recouvrement des investissements d'immobilisations supplémentaires.

MISE À JOUR DES ACTIFS ET DU FINANCEMENT

Enbridge a pris des dispositions pour vendre en 2018 7,8 milliards de dollars des activités non essentielles. Enbridge a maintenant reçu le revenu total 6,1 milliards de dollars, y compris 0,4 milliard de dollars à la clôture de la vente d’Enbridge Gas New Brunswick le 1er octobre 2019 and St. Lawrence Gas Company 1er novembre 2019. Enbridge prévoit que les produits d'exploitation restants liés à la fermeture des actifs de collecte et de traitement du gaz canadiens réglementés par CER au quatrième trimestre de 2019. Ces ventes donneront à la société davantage de flexibilité financière pour financer son programme de croissance garantie, notamment: 2,5 milliards de dollars des projets nouvellement sécurisés en 2019. 30 septembre, le ratio dette consolidée / EBITDA de la société était de 4,6 fois sur 12 mois. Cela se situe bien dans la fourchette à long terme de la société avec une fourchette cible allant de 4,5 fois à moins de 5,0 fois le ratio dette / BAIIA.

La société a poursuivi la mise en œuvre de son plan de financement des immobilisations au troisième trimestre. À ce jour, le total des émissions de dette est en cours. 4 milliards de dollars. La majeure partie de ces émissions concernait le refinancement de dettes arrivant à échéance à des taux de coupon considérablement inférieurs. Enbridge Gas Inc. a notamment terminé En août, les premières offres de titres de créance sur les marchés des capitaux empruntés au Canada sont au total de 700 millions de dollars. Toujours en août, Algonquin a publié Gas Transmission, LLC. 500 millions USD billets de 10 ans via une transaction de placement privé. Enbridge Inc. terminée début octobre 1 milliard de dollars offre en une tranche de billets de 10 ans sur les marchés des capitaux canadiens.

MODIFICATIONS DU LEADERSHIP DES DIRIGEANTS

Aujourd’hui, Enbridge a annoncé les changements suivants à la direction: 28 février 2020. Guy Jarvis, Vice-président exécutif, Liquids Pipelines, a décidé de prendre sa retraite à la fin du mois de novembre Février 2020, après presque 20 ans chez Enbridge.

Guy est actif dans le secteur de l'énergie depuis plus de 33 ans. Il a débuté sa carrière chez Enbridge en tant que vice-président, Gas Services. Au fil des années, il a occupé divers postes de direction dans les pipelines liquides, les relations avec les investisseurs et les risques d'entreprise, et en tant que président, Enbridge Gas Distribution et président, des pipelines liquides et des grands projets.

"Les performances de Guy se démarquent", a déclaré le président et chef de la direction. Al Monaco. "Ses efforts considérables pour optimiser le transit sur le réseau principal ont permis d'obtenir des volumes record tout en stimulant les performances de sécurité des pipelines records; mise en œuvre de notre stratégie régionale de sables bitumineux; livraison du projet de remplacement de la ligne 3 à Canada et naviguer à travers la section américaine à travers un processus difficile; et diriger la mise en œuvre de notre stratégie de la côte américaine du golfe du Mexique. "

Conformément à nos nombreuses années d’engagement dans la planification de la relève, Vern Yu, Président et chef de l’exploitation Liquids Pipelines, qui a été créé pour succéder à ce rôle, assumera les responsabilités de vice-président exécutif et de président Liquids Pipelines.

Dans Juin 2019, Vern a été nommé président et chef de l’exploitation, Pipelines de liquides, responsable des opérations, de l’ingénierie et de la gestion des actifs, ainsi que du contrôle des pipelines de liquides. Vern était auparavant vice-président exécutif et directeur du développement. Au cours de ses plus de 25 ans chez Enbridge, Vern a occupé des postes de direction dans les domaines des finances et du développement de l'entreprise, ainsi que dans la direction des activités de développement commercial et de marché pour les pipelines de liquides. Vern est un ingénieur et est titulaire d'une maîtrise en administration des affaires et d'un baccalauréat en sciences appliquées (génie).

"Parmi ses réalisations, Vern Liquids Pipelines a dirigé le plus grand nombre de projets de croissance organique de l'histoire d'Enbridge. En tant que directeur du développement, il a dirigé 37 milliards de dollars acquisition de Spectra Energy et concrétisé notre priorité en 2018 de vendre des activités non essentielles et de simplifier la structure de l'entreprise ", a déclaré le président et chef de la direction. Al Monaco.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE 2019

Le tableau ci-dessous résume les résultats de la société selon les PCGR pour le BAIIA sectoriel, le bénéfice attribuable aux actionnaires et les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles pour le troisième trimestre de 2019.

BAIIA PAR SECTEUR GAAP ET FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS À DES ACTIVITÉS


Trois mois terminés
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(non vérifié, en millions de dollars canadiens)





Pipelines pour liquides

1646

1875

5710

4353

Transport de gaz et courant intermédiaire

772

(60)

2733

1080

Distribution de gaz

252

256

1304

1262

Production et transfert d'énergie renouvelable

82

51

300

286

Services énergétiques

91

(96)

318

108

Eliminations et autres

(40)

29

315

(368)

EBITDA

2803

2055

10 680

6721






Bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires

949

(90)

4576

1426






Trésorerie provenant des activités opérationnelles

2735

1461

7405

7999

Pour évaluer les performances, la société procède à des ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents ou non opérationnels du résultat, du BAIIA et des flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles, selon les PCGR, permettant ainsi à la direction et aux investisseurs de comparer plus précisément les périodes de performance de la société, de normaliser leurs résultats. pour les facteurs qui ne sont pas indicatifs de la performance sous-jacente Les tableaux avec ces ajustements suivent ci-dessous. Les annexes qui alignent l’EBITDA, l’EBITDA ajusté, l’EBITDA ajusté par secteur, le résultat net ajusté, le résultat net ajusté par action ordinaire et le FCD à leur équivalent PCGR sont fournies dans les annexes du présent communiqué de presse.

FLUX DE TRÉSORERIE DIVIDIBLE


Trois mois terminés
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(non vérifié, en millions de dollars canadiens, excluant les montants par action)





Pipelines pour liquides

1826

1633

5321

4889

Transport de gaz et courant intermédiaire

944

1038

2920

3116

Distribution de gaz

255

259

1338

1274

Production et transfert d'énergie renouvelable

82

73

305

337

Services énergétiques

27

10

291

94

Eliminations et autres

(26)

(55)

(90)

(181)

EBITDA ajusté1.3

3108

2958

10 085

9529

Capital de maintenance

(293)

(324)

(741)

(783)

Frais d'intérêts1

(666)

(705)

(2012)

(2060)

Impôt sur le revenu courant1

(94)

(71)

(305)

(228)

Distributions à des intérêts minoritaires et échangeables





participations ne donnant pas le contrôle1

(50)

(302)

(150)

(901)

Distributions en espèces supérieures au revenu des actions1

144

90

427

267

Dividendes préférentiels

(96)

(94)

(287)

(268)

Autres recettes monétaires non incluses dans les revenus2

53

53

139

157

Autres ajustements hors trésorerie

(1)

(20)

17

42

DCF3

2105

1585

7173

5755

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

2018

1705

2017

1695



1

Présenté après ajustement des items.

2

Comprend les espèces reçues après déduction des produits comptabilisés pour les contrats sous droits de rattrapage et plans de revenus différés similaires.

3

Des calendriers combinant EBITDA ajusté et DCF sont disponibles en pièces jointes à cette nouvelle.

DCF troisième trimestre 2019 augmenté de 520 millions de dollars par rapport à la même période en 2018. Les principaux facteurs de croissance trimestrielle sont résumés ci-après:

  • Une augmentation du BAIIA ajusté due principalement à la solide performance de la base opérationnelle, notamment un débit plus élevé et des contributions supplémentaires provenant de nouveaux projets embauchés. Pour plus d'informations sur les performances de l'entreprise, consultez EBITDA ajusté par segment ci-dessous.
  • Diminution des distributions aux porteurs de participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables après l’achèvement de l’acquisition par Enbridge de l’intérêt public que lui accordent ses véhicules parrainés, achevé au quatrième trimestre de 2018.
  • Des distributions d'actions plus élevées qui dépassent le revenu provenant des investissements en actions en raison de la forte performance, ainsi que de nouveaux investissements en actions.

Compensation partielle des facteurs de croissance DCF susmentionnés:

  • L'augmentation de l'impôt sur le résultat exigible s'explique en partie par la hausse du résultat avant impôt.

PROFITS AJUSTÉS

Trois mois terminés
30 septembre

Neuf mois terminés
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(non vérifié, en millions de dollars canadiens, excluant les montants par action)





EBITDA ajusté2

3108

2958

10 085

9529

Amortissement

(844)

(799)

(2526)

(2452)

Frais d'intérêts1

(651)

(682)

(1962)

(1981)

Impôts sur le revenu1

(377)

(212)

(1144)

(701)

Participations ne donnant pas le contrôle et rachetables





participations ne donnant pas le contrôle1

(16)

(238)

(53)

(721)

Dividendes préférentiels

(96)

(94)

(287)

(272)

Revenu ajusté2

1124

933

4113

3402

Résultat ajusté par action ordinaire

0,56

0,55

2.04

2.01



1

Présenté après ajustement des items.

2

Des calendriers combinant le BAIIA ajusté et le revenu ajusté sont disponibles en pièces jointes au présent communiqué de presse.

Revenu ajusté augmenté de 191 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2019 par rapport à la même période en 2018. La croissance du bénéfice ajusté est imputable aux mêmes facteurs qui affectent la performance de l’entreprise et le BAIIA ajusté décrits à la rubrique Flux de trésorerie distribuable ci-dessus, partiellement compensée par les facteurs suivants:

  • Les coûts d'amortissement plus élevés dus à la mise en service de nouveaux actifs, après déduction des coûts d'amortissement qui ne sont plus enregistrés pour les actifs classés comme actifs détenus en vue de la vente ou vendus au second semestre de 2018.
  • Augmentation des charges d’impôt sur le revenu, due en partie à la hausse du bénéfice avant impôts et à un taux d’imposition effectif plus élevé. L’augmentation de l’impôt sur le résultat effectif pour la période est en partie due au rachat des sociétés en commandite principales américaines (MLP), Enbridge Energy Partners, LP et Spectra Energy Partners, LP, ce qui signifie que la société est imposée 100% du revenu de MLP au lieu de la part proportionnelle de la société dans leur revenu.

Le bénéfice ajusté par action pour le troisième trimestre de 2019 a augmenté de 0,01 USD par rapport au troisième trimestre de 2018. L’augmentation du résultat courant, indiquée ci-dessus, a été partiellement compensée par l’émission d’environ 297 millions d’actions ordinaires afin d’acquérir, dans le cadre de transactions séparées, tous les titres de participation en circulation des véhicules de la société commandités. n'appartient pas à Enbridge au quatrième trimestre de 2018.

EBITDA AJUSTÉ PAR SEGMENT

Le BAIIA ajusté par segment est présenté en dollars canadiens. L’EBITDA ajusté généré par les activités libellées en dollars américains s’est traduit par des taux de change moyens du dollar canadien plus faibles au troisième trimestre de 2019 (1,32 CAD/ USD) par rapport à la période correspondante de 2018 (1,31 CAD/ $ US). Een deel van de winst in Amerikaanse dollars is afgedekt onder het ondernemingsbrede programma voor financieel risicobeheer van de onderneming. De compenserende hedge-afwikkelingen worden gerapporteerd binnen Eliminaties en Overige.

VLOEISTOFFEN PIJPLEIDINGEN


Drie maanden eindigden
30 septembre

Negen maanden eindigden
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(niet gecontroleerd, miljoenen Canadese dollars)





Mainline-systeem1

1026

952

2940

2850

Regionaal oliezandsysteem

218

214

648

642

Gulf Coast en Mid-Continent System

227

169

708

508

autrement2

355

298

1025

889

EBITDA ajusté3

1826

1633

5321

4889






Bedrijfsgegevens (gemiddelde leveringen – duizenden bpd)





Mainline-systeem – ex-Gretna-volume4

2714

2578

2698

2613

Regionaal oliezandsysteem5

1839

1863

1803

1789

Internationaal gezamenlijk tarief (IJT)6

$ 4.21

$ 4.15

$ 4.17

$ 4.10



1

Mainline System omvat de Canadese Mainline en het Lakehead-systeem, die eerder afzonderlijk werden gerapporteerd.

2

Inbegrepen in Overige zijn Southern Lights Pipeline, Express-Platte System, Bakken System en Feeder Pipelines & Other.

3

Schema's die aangepaste EBITDA combineren, zijn te vinden in de bijlagen bij dit persbericht.

4

Het doorvoervolume van het Mainline-systeem vertegenwoordigt mainline-systeemleveringen ex-Gretna, Manitoba, bestaande uit United
Leveringen uit staten en Oost-Canada afkomstig uit West-Canada.

5

Volumes zijn voor de Athabasca-hoofdlijn, Athabasca Twin, Waupisoo Pipeline en Woodland Pipeline en sluiten zijtakken op de
Regionaal oliezandsysteem.

6

De IJT benchmark-tol en de componenten ervan worden vastgesteld in Amerikaanse dollars en het grootste deel van het wisselkoersrisico van de onderneming op de
Het Canadese deel van de hoofdlijn is afgedekt. Het Canadese deel van de hoofdlijn vertegenwoordigt ongeveer 45% van de totale hoofdlijn
Systeeminkomsten en het gemiddelde effectieve FX-tarief voor het Canadese deel van de Mainline tijdens het derde kwartaal van 2019 was
US $ 1,19 (Q3 2018: US $ 1,26).
Het Amerikaanse gedeelte van het Mainline-systeem is onderworpen aan FX-vertaling vergelijkbaar met de andere in de VS gevestigde bedrijven, die
worden omgerekend tegen de gemiddelde spotkoers voor een bepaalde periode. Een deel van deze translatieblootstelling in US dollar is afgedekt onder de
Bedrijfsbreed bedrijfsprogramma voor financieel risicobeheer. De compenserende hedge-afwikkelingen worden gerapporteerd binnen Eliminaties
en andere.

Gecorrigeerde EBITDA voor vloeistoffenpijpleidingen steeg met $ 193 miljoen voor het derde kwartaal van 2019 in vergelijking met dezelfde periode in 2018. De belangrijkste prestatie-indicatoren voor kwartaal-over-kwartaal zijn hieronder samengevat:

  • Door het systeem aangepaste EBITDA weerspiegelde een hogere doorvoer, aangedreven door een sterk aanbod en voortdurende optimalisaties van het systeem, evenals een hogere IJT van periode tot periode. De stijging van de EBITDA werd gedeeltelijk gecompenseerd door een lagere wisselkoers op contracten die werden gebruikt om de in Amerikaanse dollars luidende inkomsten uit het Canadese deel van het Mainline-systeem af te dekken.
  • De groei van Gulf Coast en Mid-Continent System werd aangedreven door de sterke vraag in de Amerikaanse Gulf Coast naar Canadese ruwe olie die hogere volumes op de Flanagan South and Seaway-pijpleidingen aandreef.
  • Andere namen vooral toe als gevolg van een sterke doorvoer op het Bakken Pipeline System.

GASTRANSMISSIE EN MIDDENSTROOM


Drie maanden eindigden
30 septembre

Negen maanden eindigden
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(niet gecontroleerd, miljoenen Canadese dollars)





Amerikaanse gastransmissie

689

661

2052

1979

Canadese gastransmissie1

163

249

569

775

Amerikaanse Midstream

43

97

146

265

autrement

49

31

153

97

EBITDA ajusté2

944

1038

2920

3116



1

Canadese gastransmissie omvat Alliance Pipeline, die eerder afzonderlijk werd gerapporteerd.

2

Schema's die aangepaste EBITDA combineren zijn beschikbaar als Bijlagen bij dit persbericht.

Gastransmissie en Midstream gecorrigeerde EBITDA daalde met $ 94 miljoen for the third quarter of 2019 when compared to the same period in 2018. The key quarter-over-quarter performance drivers are summarized below:

  • US Gas Transmission adjusted EBITDA reflected higher contributions from new pipelines places into service in late 2018, including Valley Crossing. The increase in EBITDA was partially offset by higher planned integrity expenditures and lower revenues and higher operating costs associated with the Texas Eastern pipeline system incident in Lincoln County, Kentucky.
  • Canadian Gas Transmission adjusted EBITDA period-over-period results primarily reflect the absence of contributions from the provincially regulated Canadian natural gas gathering and processing business which was sold on October 1, 2018 as well as higher operating costs. The sale of the remaining CER regulated assets is expected to close in the fourth quarter of 2019.
  • US Midstream adjusted EBITDA primarily reflects the absence of EBITDA from Midcoast Operating, L.P. which was sold on August 1, 2018, as well as lower commodity prices impacting fractionation margins at Aux Sable.
  • Other adjusted EBITDA growth is driven by contributions from the Big Foot Oil and Gas offshore pipelines which was placed into service during 2018.

GAS DISTRIBUTION


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





Enbridge Gas Inc. (EGI)

255

258

1,270

1191

Other

1

68

83

EBITDA ajusté1

255

259

1,338

1,274






Operating Data





EGI





Volumes (billions of cubic feet)

269

271

1,328

1,290

Number of active customers (thousands)2



3,731

3,689

Heating degree days3





Actual

60

69

2,699

2,526

Forecast based on normal weather4

97

96

2,535

2,533



1

Schedules reconciling adjusted EBITDA are available as Appendices to this news release.

2

Number of active customers at the end of the reported period.

3

Heating degree days is a measure of coldness that is indicative of volumetric requirements for natural gas utilized for heating
purposes in EGI's distribution franchise areas.

4

As per Ontario Energy Board approved methodology used in setting rates.

Enbridge Gas Distribution and Union Gas were amalgamated on January 1, 2019. The amalgamated company has been renamed Enbridge Gas Inc. (EGI). Post amalgamation the financial results of EGI reflect the combined performance of the two legacy utility operations.

Gas Distribution adjusted EBITDA will typically follow a seasonal profile. It is generally highest in the first and fourth quarters of the year reflecting greater volumetric usage during the heating season, and lowest in the third quarter as there is generally less volumetric usage during the summer. The magnitude of the seasonal EBITDA fluctuations will vary from year-to-year reflecting the impact of colder or warmer than normal weather on distribution volumes in a given quarter.

Gas Distribution adjusted EBITDA decreased by $4 million for the third quarter 2019 when compared to the same period in 2018. The key quarter-over-quarter performance drivers are summarized below:

  • EGI adjusted EBITDA increased due to higher distribution charges primarily resulting from increases in distribution rates and customer base, as well as synergy captures realized from the amalgamation of Enbridge Gas Distribution and Union Gas.
  • These increases were more than offset by accelerated capital cost allowance deductions reflected as a pass through to customers.

À October 1, 2019, the Company completed the sale of Enbridge Gas New Brunswick.

RENEWABLE POWER GENERATION AND TRANSMISSION


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté1

82

73

305

337



1

Schedules reconciling adjusted EBITDA are available as Appendices to this news release.

Renewable Power Generation and Transmission adjusted EBITDA increased by $9 million for the third quarter of 2019 when compared to the same period in 2018. The key quarter-over-quarter performance drivers are summarized below:

  • Stronger wind resources across the majority of the Company's North American wind facilities, partially offset by higher mechanical repair costs at certain United States wind facilities.
  • Higher contributions from the Rampion Offshore Wind Project.

ENERGY SERVICES


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté1

27

10

291

94



1

Schedules reconciling adjusted EBITDA are available as Appendices to this news release.

Energy Services adjusted EBITDA increased by $17 million for the third quarter of 2019 when compared to the same period in 2018. The key quarter-over-quarter performance drivers are summarized below:

  • Higher EBITDA contributions from Energy Services crude operations as a result of the widening of certain location and quality differentials during the second half of 2018 and the first quarter of 2019, which increased opportunities to generate profitable transportation margins that were realized during 2019.

ELIMINATIONS AND OTHER


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





Operating and administrative

24

4

76

(27)

Realized foreign exchange hedge settlements

(50)

(59)

(166)

(154)

Adjusted loss before interest, income taxes, and





depreciation and amortization1

(26)

(55)

(90)

(181)



1

Schedules reconciling adjusted EBITDA are available as Appendices to this news release.

Operating and administrative costs captured in this segment reflect the cost of centrally delivered services (including depreciation of corporate assets) inclusive of amounts recovered from business units for the provision of those services. Also, as previously noted, U.S. dollar denominated earnings within the segment results are translated at average foreign exchange rates during the quarter. The offsetting impact of settlements made under the Company's enterprise foreign exchange hedging program is captured in this segment.

Eliminations and Other adjusted loss before interest, income taxes and depreciation and amortization decreased by $29 million for the third quarter of 2019, when compared to the same period in 2018. The key quarter-over-quarter performance drivers are summarized below:

  • Lower operating and administrative costs in 2019.
  • Lower realized foreign exchange hedge settlement losses primarily due to a favourable spread between the average exchange rate of $1.32 for the third quarter of 2019 (Q3 2018: $1.31) and the third quarter 2019 hedge rate of $1.24 (Q3 2018: $1.16), partially offset by a higher notional amount of foreign currency derivatives.

CONFERENCE CALL

Enbridge will host a conference call and webcast on November 8, 2019 at 9:00 a.m. Eastern Time (7:00 a.m. Mountain Time) to provide an enterprise wide business update and review 2019 third quarter financial results. Analysts, members of the media and other interested parties can access the call toll free at (877) 930-8043 or within and outside Amérique du nord at (253) 336-7522 using the access code of 1219978#. The call will be audio webcast live at https://edge.media-server.com/mmc/p/2zy7rez2. A webcast replay and podcast will be available approximately two hours after the conclusion of the event and a transcript will be posted to the website within 24 hours. The replay will be available for seven days after the call toll-free (855) 859-2056 or within and outside Amérique du nord at (404) 537-3406 (access code 1219978#).

The conference call format will include prepared remarks from the executive team followed by a question and answer session for the analyst and investor community only. Enbridge's media and investor relations teams will be available after the call for any additional questions.

DIVIDEND DECLARATION

À November 5, 2019, the Company's Board of Directors declared the following quarterly dividends. All dividends are payable on December 1, 2019, to shareholders of record on November 15, 2019.


Dividend per
share

Common Shares

$0.73800

Preference Shares, Series A

$0.34375

Preference Shares, Series B

$0.21340

Preference Shares, Series C1

$0.25243

Preference Shares, Series D

$0.27875

Preference Shares, Series F

$0.29306

Preference Shares, Series H

$0.27350

Preference Shares, Series J

US$0.30540

Preference Shares, Series L

US$0.30993

Preference Shares, Series N

$0.31788

Preference Shares, Series P2

$0.27369

Preference Shares, Series R3

$0.25456

Preference Shares, Series 1

US$0.37182

Preference Shares, Series 34

$0.23356

Preference Shares, Series 55

US$0.33596

Preference Shares, Series 76

$0.27806

Preference Shares, Series 9

$0.27500

Preference Shares, Series 11

$0.27500

Preference Shares, Series 13

$0.27500

Preference Shares, Series 15

$0.27500

Preference Shares, Series 17

$0.32188

Preference Shares, Series 19

$0.30625



1

The quarterly dividend per share paid on Series C was decreased to $0.25395 from $0.25459 on March 1, 2019, was increased
to $0.25647 from $0.25395 on June 1, 2019 and was decreased to $0.25243 from $0.25647 on September 1, 2019, due to reset
on a quarterly basis following the date of issuance of the Series C Preference Shares

2

The quarterly dividend per share paid on Series P was increased to $0.27369 from $0.25000 on March 1, 2019, due to reset of
the annual dividend on March 1, 2019, and every five years thereafter.

3

The quarterly dividend per share paid on Series R was increased to $0.25456 from $0.25000 on June 1, 2019, due to the reset of
the annual dividend on June 1, 2019, and every five years thereafter.

4

The quarterly dividend per share paid on Series 3 was decreased to $0.23356 from $0.25000 on September 1, 2019, due to the
reset of the annual dividend on September 1, 2019, and every five year thereafter.

5

The quarterly dividend per share paid on Series 5 was increased to US$0.33596 from US$0.27500 on March 1, 2019, due to
reset of the annual dividend on March 1, 2019, and every five years thereafter.

6

The quarterly dividend per share paid on Series 7 was increased to $0.27806 from $0.27500 on March 1, 2019, due to reset of t
he annual dividend on March 1, 2019, and every five years thereafter.

FORWARD-LOOKING INFORMATION
Forward-looking information, or forward-looking statements, have been included in this news release to provide information about the Company and its subsidiaries and affiliates, including management's assessment of Enbridge and its subsidiaries' future plans and operations. This information may not be appropriate for other purposes. Forward-looking statements are typically identified by words such as ''anticipate'', ''expect'', ''project'', ''estimate'', ''forecast'', ''plan'', ''intend'', ''target'', ''believe'', "likely" and similar words suggesting future outcomes or statements regarding an outlook. Forward-looking information or statements included or incorporated by reference in this document include, but are not limited to, statements with respect to the following: expected EBITDA or expected adjusted EBITDA; expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss); expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss) per share; expected DCF or DCF per share; expected future cash flows; expected performance of the Company's businesses; financial strength and flexibility; expectations on sources of liquidity and sufficiency of financial resources; expected credit metrics and debt to EBITDA levels; expected cost of capital and costs related to announced projects and projects under construction; expected in-service dates for announced projects and projects under construction; expected capital expenditures; expected equity funding requirements for the Company's commercially secured growth program; expected future growth and expansion opportunities, including optimization plans; expectations about the Company's joint venture partners' ability to complete and finance projects under construction; expected closing of acquisitions and dispositions and the timing thereof; expected future actions of regulators and courts; expectations regarding commodity prices; supply forecasts; expectations regarding the impact of transactions, including the transactions undertaken to simplify the Company's corporate structure; plans to launch binding open seasons, including the terms and timing thereof; toll and rate case discussions and filings, including Mainline Contracting; and dividend growth and dividend payout expectation.

Although Enbridge believes these forward-looking statements are reasonable based on the information available on the date such statements are made and processes used to prepare the information, such statements are not guarantees of future performance and readers are cautioned against placing undue reliance on forward-looking statements. By their nature, these statements involve a variety of assumptions, known and unknown risks and uncertainties and other factors, which may cause actual results, levels of activity and achievements to differ materially from those expressed or implied by such statements. Material assumptions include assumptions about the following: the expected supply of and demand for crude oil, natural gas, natural gas liquids (NGL) and renewable energy; prices of crude oil, natural gas, NGL and renewable energy; exchange rates; inflation; interest rates; availability and price of labour and construction materials; operational reliability; customer and regulatory approvals; maintenance of support and regulatory approvals for the Company's projects; anticipated in-service dates; weather; the timing and closing of acquisitions and dispositions; the realization of anticipated benefits and synergies of transactions; governmental legislation; litigation; the success of integration plans; impact of the Company's dividend policy on its future cash flows; credit ratings; capital project funding; expected EBITDA or expected adjusted EBITDA; expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss); expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss) per share; expected future cash flows and expected future DCF and DCF per share; and estimated future dividends. Assumptions regarding the expected supply of and demand for crude oil, natural gas, NGL and renewable energy, and the prices of these commodities, are material to and underlie all forward-looking statements, as they may impact current and future levels of demand for the Company's services. Similarly, exchange rates, inflation and interest rates impact the economies and business environments in which the Company operates and may impact levels of demand for the Company's services and cost of inputs, and are therefore inherent in all forward-looking statements. Due to the interdependencies and correlation of these macroeconomic factors, the impact of any one assumption on a forward-looking statement cannot be determined with certainty, particularly with respect to the expected EBITDA, expected adjusted EBITDA, earnings/(loss), expected adjusted earnings/(loss), expected DCF and associated per share amounts, or estimated future dividends. The most relevant assumptions associated with forward-looking statements regarding announced projects and projects under construction, including estimated completion dates and expected capital expenditures, include the following: the availability and price of labour and construction materials; the effects of inflation and foreign exchange rates on labour and material costs; the effects of interest rates on borrowing costs; the impact of weather and customer, government and regulatory approvals on construction and in-service schedules and cost recovery regimes.

Enbridge's forward-looking statements are subject to risks and uncertainties pertaining to the realization of anticipated benefits and synergies of projects and transactions, operating performance, the Company's dividend policy, regulatory parameters, changes in regulations applicable to the Company's business, acquisitions and dispositions, litigation, project approval and support, renewals of rights of way, weather, economic and competitive conditions, public opinion, changes in tax laws and tax rates, changes in trade agreements, exchange rates, interest rates, commodity prices, political decisions and supply of and demand for commodities, including but not limited to those risks and uncertainties discussed in this news release and in the Company's other filings with Canadian and United States securities regulators. The impact of any one risk, uncertainty or factor on a particular forward-looking statement is not determinable with certainty as these are interdependent and Enbridge's future course of action depends on management's assessment of all information available at the relevant time. Except to the extent required by applicable law, Enbridge assumes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statements made in this news release or otherwise, whether as a result of new information, future events or otherwise. All forward-looking statements, whether written or oral, attributable to Enbridge or persons acting on the Company's behalf, are expressly qualified in their entirety by these cautionary statements.

ABOUT ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. is a leading North American energy infrastructure company. We safely and reliably deliver the energy people need and want to fuel quality of life. Our core businesses include Liquids Pipelines, which transports approximately 25 percent of the crude oil produced in Amérique du nord; Gas Transmission and Midstream, which transports approximately 20 percent of the natural gas consumed in the U.S.; and Utilities and Power Operations, which serves approximately 3.7 million retail customers in Ontario et Quebec, and generates approximately 1,750 MW of net renewable power in Amérique du nord et Europe. The Company's common shares trade on the Toronto et New York stock exchanges under the symbol ENB. For more information, visit www.enbridge.com.

None of the information contained in, or connected to, Enbridge's website is incorporated in or otherwise part of this news release.

FOR FURTHER INFORMATION PLEASE CONTACT:



Enbridge Inc. – Media


Enbridge Inc. – Investment Community

Jesse Semko


Jonathan Morgan

Toll Free: (888) 992-0997


Toll Free: (800) 481-2804

Email: media@enbridge.com


Email: investor.relations@enbridge.com

NON-GAAP RECONCILIATIONS APPENDICES

This news release contains references to adjusted EBITDA, adjusted earnings, adjusted earnings per common share, and DCF. Management believes the presentation of these metrics gives useful information to investors and shareholders as they provide increased transparency and insight into the performance of the Company.

EBITDA ajusté represents EBITDA adjusted for unusual, non-recurring or non-operating factors on both a consolidated and segmented basis. Management uses adjusted EBITDA to set targets and to assess the performance of the Company and its Business Units.

Adjusted earnings represent earnings attributable to common shareholders adjusted for unusual, non-recurring or non-operating factors included in adjusted EBITDA, as well as adjustments for unusual, non-recurring or non-operating factors in respect of depreciation and amortization expense, interest expense, income taxes, noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests on a consolidated basis. Management uses adjusted earnings as another measure of the Company's ability to generate earnings.

DCF is defined as cash flow provided by operating activities before the impact of changes in operating assets and liabilities (including changes in environmental liabilities) less distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests, preference share dividends and maintenance capital expenditures, and further adjusted for unusual, non-recurring or non-operating factors. Management also uses DCF to assess the performance of the Company and to set its dividend payout target.

Reconciliations of forward-looking non-GAAP financial measures to comparable GAAP measures are not available due to the challenges and impracticability with estimating some of the items, particularly certain contingent liabilities, and non-cash unrealized derivative fair value losses and gains which are subject to market variability. Because of those challenges, a reconciliation of forward-looking non-GAAP financial measures is not available without unreasonable effort.

Our non-GAAP measures described above are not measures that have standardized meaning prescribed by generally accepted accounting principles in the United States of America (U.S. GAAP) and are not U.S. GAAP measures. Therefore, these measures may not be comparable with similar measures presented by other issuers.

The tables below provide a reconciliation of the non-GAAP measures to comparable GAAP measures.

APPENDIX A
NON-GAAP RECONCILIATIONS – ADJUSTED EBITDA AND ADJUSTED EARNINGS

CONSOLIDATED EARNINGS


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





Liquids Pipelines

1,646

1,875

5,710

4,353

Gas Transmission and Midstream

772

(60)

2,733

1,080

Gas Distribution

252

256

1,304

1,262

Renewable Power Generation and Transmission

82

51

300

286

Energy Services

91

(96)

318

108

Eliminations and Other

(40)

29

315

(368)

EBITDA

2,803

2,055

10,680

6,721

Amortissement

(844)

(799)

(2,526)

(2,452)

Interest expense

(644)

(696)

(1,966)

(2,042)

Income tax expense

(255)

(347)

(1,275)

(177)

Earnings attributable to noncontrolling interests and





redeemable noncontrolling interests

(15)

(209)

(50)

(352)

Preference share dividends

(96)

(94)

(287)

(272)

Earnings/(loss) attributable to common
shareholders

949

(90)

4,576

1,426

ADJUSTED EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars, except per share amounts)





Liquids Pipelines

1,826

1,633

5,321

4,889

Gas Transmission and Midstream

944

1,038

2,920

3116

Gas Distribution

255

259

1,338

1,274

Renewable Power Generation and Transmission

82

73

305

337

Energy Services

27

10

291

94

Eliminations and Other

(26)

(55)

(90)

(181)

EBITDA ajusté

3,108

2,958

10,085

9,529

Amortissement

(844)

(799)

(2,526)

(2,452)

Interest expense

(651)

(682)

(1,962)

(1,981)

Inkomstenbelastingen

(377)

(212)

(1,144)

(701)

Noncontrolling interests and redeemable noncontrolling





interests

(16)

(238)

(53)

(721)

Preference share dividends

(96)

(94)

(287)

(272)

Adjusted earnings

1,124

933

4,113

3,402

Adjusted earnings per common share

0.56

0.55

2.04

2.01

EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars, except per share amounts)





EBITDA

2,803

2,055

10,680

6,721

Adjusting items:





Change in unrealized derivative fair value (gain)/loss

79

(264)

(1,052)

295

Asset write-down loss

105

1,019

105

2,086

Loss on sale of assets

94

94

Employee severance, transition and transformation





costs

23

17

88

143

Asset monetization transaction costs

45

65

Equity investment asset impairment

62

62

33

Write-down of inventory to the lower of cost or market

27

7

171

23

Other

9

(15)

31

69

Total adjusting items

305

903

(595)

2,808

EBITDA ajusté

3,108

2,958

10,085

9,529

Amortissement

(844)

(799)

(2,526)

(2,452)

Interest expense

(644)

(696)

(1,966)

(2,042)

Income tax expense

(255)

(347)

(1,275)

(177)

Earnings attributable to noncontrolling interests and





redeemable noncontrolling interests

(15)

(209)

(50)

(352)

Preference share dividends

(96)

(94)

(287)

(272)

Adjusting items in respect of:





Interest expense

(7)

14

4

61

Inkomstenbelastingen

(122)

135

131

(524)

Noncontrolling interests and redeemable





noncontrolling interests

(1)

(29)

(3)

(369)

Adjusted earnings

1,124

933

4,113

3,402

Adjusted earnings per common share

0.56

0.55

2.04

2.01

APPENDIX B
NON-GAAP RECONCILIATION – SEGMENTED EBITDA TO ADJUSTED EBITDA

LIQUIDS PIPELINES


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté

1,826

1,633

5,321

4,889

Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)

(180)

211

390

(362)

Asset write-down loss – asset held for sale

(154)

Gain on sale of pipe

28

28

Employee severance, transition and transformation costs

3

(25)

Other

(1)

(23)

Total adjustments

(180)

242

389

(536)

EBITDA

1,646

1,875

5,710

4,353

GAS TRANSMISSION AND MIDSTREAM


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté

944

1,038

2,920

3116

Change in unrealized derivative fair value gain

23

25

Asset write-down loss – US Midstream

(1,019)

(1,932)

Asset write-down loss – US Gas Transmission

(105)

(105)

Equity investment asset impairment

(62)

(62)

Loss on sale of assets

(74)

(74)

Asset monetization transaction costs

(20)

(20)

Employee severance, transition and transformation





costs

(3)

(10)

Other

(5)

(5)

(20)

(25)

Total adjustments

(172)

(1,098)

(187)

(2,036)

EBITDA

772

(60)

2,733

1,080

GAS DISTRIBUTION


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited; millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté

255

259

1,338

1,274

Change in unrealized derivative fair value gain

1

9

3

Noverco Inc. equity earnings adjustment

(9)

Employee severance, transition and transformation





costs

(4)

(3)

(43)

(6)

Total adjustments

(3)

(3)

(34)

(12)

EBITDA

252

256

1,304

1,262

RENEWABLE POWER GENERATION AND TRANSMISSION


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté

82

73

305

337

Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)

(2)

2

2

Equity investment asset impairment

(33)

Loss on sale of assets

(20)

(20)

Other

(7)

Total adjustments

(22)

(5)

(51)

EBITDA

82

51

300

286

ENERGY SERVICES


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





EBITDA ajusté

27

10

291

94

Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)

91

(99)

198

37

Write-down of inventory to the lower of cost or market

(27)

(7)

(171)

(23)

Total adjustments

64

(106)

27

14

EBITDA

91

(96)

318

108

ELIMINATIONS AND OTHER


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





Adjusted earnings/(loss) before interest, income taxes,





and depreciation and amortization

(26)

(55)

(90)

(181)

Change in unrealized derivative fair value gain

9

131

453

Asset monetization transaction costs

(25)

(45)

Employee severance, transition and transformation





costs

(19)

(14)

(45)

(102)

Other

(4)

(8)

(3)

(40)

Total adjustments

(14)

84

405

(187)

Earnings/(loss) before interest, income taxes, and





depreciation and amortization

(40)

29

315

(368)

APPENDIX C
NON-GAAP RECONCILIATION – CASH PROVIDED BY OPERATING

ACTIVITIES TO DCF


Three months ended
30 septembre

Nine months ended
30 septembre


2019

2018

2019

2018

(unaudited, millions of Canadian dollars)





Cash provided by operating activities

2,735

1,461

7,405

7,999

Adjusted for changes in operating assets and liabilities1

(228)

657

451

(943)


2,507

2,118

7,856

7,056

Distributions to noncontrolling interests and redeemable





noncontrolling interests4

(50)

(302)

(150)

(901)

Preference share dividends

(96)

(94)

(287)

(268)

Maintenance capital expenditures2

(293)

(324)

(741)

(783)

Significant adjusting items:





Other receipts of cash not recognized in revenue3

53

53

139

157

Employee severance, transition and transformation





costs

20

19

91

189

Asset monetization costs

64

84

Distributions from equity investments in excess of





cumulative earnings4

17

112

207

312

Other items

(53)

(61)

58

(91)

DCF

2,105

1,585

7,173

5,755



1

Changes in operating assets and liabilities, net of recoveries.

2

Maintenance capital expenditures are expenditures that are required for the ongoing support and maintenance of the existing
pipeline system or that are necessary to maintain the service capability of the existing assets (including the replacement of
components that are worn, obsolete or completing their useful lives). For the purpose of DCF, maintenance capital excludes
expenditures that extend asset useful lives, increase capacities from existing levels or reduce costs to enhance revenues or
provide enhancements to the service capability of the existing assets.

3

Consists of cash received net of revenue recognized for contracts under make-up rights and similar deferred revenue
arrangements.

4

Presented net of adjusting items.

SOURCE Enbridge Inc.

Liens connexes

http://www.enbridge.com