Enbridge annonce des résultats trimestriels records et confirme ses prévisions financières pour 2025, qui reflètent la résilience de son modèle d'entreprise, parmi les meilleurs du secteur

CALGARY, AB, le 9 mai 2025 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le premier trimestre de 2025, a confirmé ses prévisions financières pour 2025 et a présenté un compte rendu trimestriel. 

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

• Bénéfice conforme aux PCGR de 2,3 G$, ou 1,04 $ par action ordinaire, pour le premier trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1,4 G$ ou 0,67 $ par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté* de 2,2 G$, ou 1,03 $ par action ordinaire*, comparativement à 2,0 G$, ou 0,92 $ par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 5,8 G$, soit une hausse de 18 %, comparativement à 5,0 G$ en 2024
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 3,1 G$, comparativement à 3,2 G$ en 2024
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 3,8 G$, soit une hausse de 9 %, comparativement à 3,5 G$ en 2024
• Confirmation des prévisions financières pour l'exercice 2025 et des perspectives financières pluriannuelles
• Approbation d'un investissement en capital dans le réseau principal à concurrence de 2,0 G$ jusqu'en 2028 pour accroître la fiabilité et maximiser le débit actuel compte tenu de la demande soutenue sur le réseau
• Lancement d'un appel au marché exécutoire pour le pipeline Flanagan Sud à l'appui de la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal prévoyant l'ajout d'une capacité de 150 kb/j
• Annonce d'un accord définitif visant l'acquisition d'une participation de 10 % dans le pipeline Matterhorn Express (« MXP ») en exploitation, un gazoduc d'une capacité de 2,5 Gpi³/j reliant les stocks toujours plus abondants du bassin permien à Katy, au Texas, pour une contrepartie en trésorerie de 0,3 G$ US
• Approbation de la construction du pipeline Traverse de concert avec Whitewater Midstream (« Whitewater »), MPLX LP (« MPLX ») et Targa Resources (« Targa ») pour assurer un service de transport de gaz naturel entre Katy et Agua Dulce sur la côte américaine du golfe
• Approbation du prolongement de 0,4 G$ du pipeline T-North dans le cadre du projet Birch Grove, en Colombie-Britannique, pour assurer une capacité de transport accrue depuis le bassin de Montney
• Approbation de l'agrandissement de 0,1 G$ US du projet T15 d'Enbridge Gas North Carolina, doublant la capacité du projet initial connexe de production de gaz naturel

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

« Malgré des défis uniques en 2025, Enbridge exerce ses activités en position de force et de stabilité et continuera de fournir une énergie sûre, fiable et abordable à ses clients partout en Amérique du Nord et ailleurs. Nos excellents résultats au premier trimestre en sont la preuve. La forte utilisation de nos actifs a soutenu des résultats financiers records et nous permet d'atteindre ou de dépasser nos prévisions financières pour le 20^e exercice consécutif.

« Dans le secteur Oléoducs, la capacité du réseau principal a été répartie tout au long du trimestre, pour un record de 3,2 millions de barils par jour au premier trimestre, ce qui illustre son rôle essentiel dans le transport du pétrole vers les principaux centres de demande. Le besoin continu d'un service efficace et fiable sous-tend l'approbation d'un investissement en capital dans le réseau principal à concurrence de 2 G$. De plus, les perspectives de croissance dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC »), qui présente un avantage économique, demeurent solides : environ 1 million de barils supplémentaires par jour devraient être produits d'ici 2035. Nous réalisons des progrès concrets dans le cadre de la première phase de l'optimisation du réseau principal, et nous sommes vivement désireux de collaborer avec nos clients, le gouvernement de l'Alberta et d'autres intervenants à l'appui d'une croissance future progressive. Aux États-Unis, le bassin permien demeurera une source d'approvisionnement peu coûteux en Amérique du Nord et ailleurs. Nous avons atteint des volumes d'exportation trimestriels records au centre énergétique Ingleside d'Enbridge (l'« EIEC ») et nous sommes sur la bonne voie pour mettre en service la phase VII du projet d'expansion du stockage en 2025.

« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons deux annonces intéressantes, qui démontrent les progrès accomplis en ce qui concerne les initiatives d'une valeur de 23 G$ dont nous avons discuté lors de la conférence à l'intention des investisseurs. Dans le cadre de notre participation dans la coentreprise Whistler Parent JV, nous avons approuvé le pipeline Traverse, d'une capacité de 1,75 Gpi³/j, qui reliera Agua Dulce à Katy, au Texas, et offrira à nos clients une option de marché. Nous avons également signé une entente afin d'acquérir une participation de 10 % dans le pipeline Matterhorn Express, un gazoduc de 2,5 Gpi³/j reliant les stocks du bassin permien à Katy, au Texas. Ces investissements sont complémentaires entre eux et avec les actifs existants de la coentreprise Whistler Parent JV.

« Dans le secteur Distribution de gaz, nous avons récemment déposé des dossiers tarifaires en Caroline du Nord et en Utah. Nous entretenons de solides relations avec nos organismes de réglementation et nos collectivités, et visons des résultats qui accordent la priorité à la sécurité et préservent l'accessibilité financière pour les clients, tout en offrant des rendements concurrentiels et prévisibles pour les actionnaires. Nous prévoyons que des résultats constructifs en matière de réglementation continueront d'éclairer nos plans d'attribution des capitaux.

« Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, le projet d'énergie solaire Orange Grove, d'une capacité de 130 MW, est entré en service dans le respect des délais et du budget prévu et nous sommes sur la bonne voie pour mettre en service la première phase de Sequoia d'ici la fin de l'exercice. Ces deux projets solaires sont situés au Texas et font l'objet de CAE à long terme conclues avec des clients de premier ordre.

« Pour l'avenir, nous gardons le cap sur nos priorités stratégiques. Nous ne nous attendons pas à ce que les tarifs douaniers aient une incidence importante sur nos activités actuelles ou le déploiement de capital. Depuis le début de l'exercice, nous avons mobilisé des capitaux d'environ 3 G$, ce qui a fait passer notre carnet de projets garantis à 28 G$, qui est consacré en totalité à des projets relutifs à faible risque qui prolongent nos perspectives de croissance jusqu'à la fin de la présente décennie.

« Notre approche rigoureuse en matière d'attribution des capitaux est conçue pour favoriser un bilan solide, une capacité d'investissement annuelle de 9 G$ à 10 G$ et un remboursement de capital durable pour les actionnaires. Cette discipline, conjuguée à notre modèle d'entreprise à faible risque et à notre diversification, nous positionne de façon unique pour répondre à la demande croissante d'énergie.

« De façon plus générale, l'Amérique du Nord est dans une position unique pour renforcer son économie, élever le niveau de vie et créer des emplois. Nous sommes vivement désireux de collaborer avec le gouvernement canadien nouvellement élu pour faire croître le secteur de l'énergie classique et non classique, diversifier les marchés d'exportation du pays et rehausser la compétitivité, réduire les délais d'émission des permis et favoriser la prospérité. Aux États-Unis, nous continuons de collaborer avec les décideurs et les organismes de réglementation pour promouvoir de nouvelles infrastructures énergétiques qui répondront aux besoins intérieurs des États-Unis, favoriseront le puissant partenariat énergétique entre le Canada et les États-Unis et soutiendront la demande mondiale d'énergie grâce à des exportations croissantes.

« Enbridge entend continuer d'être le partenaire de premier choix de toutes ses parties prenantes, d'exploiter et de faire croître ses activités de façon fiable, et de procurer des rendements stables et prévisibles aux investisseurs. Chez Enbridge, demain est en marche. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres clos les 31 mars 2025 et 2024 sont résumés dans le tableau ci‑après : 

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	2 261	1 419
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	1,04	0,67
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 052	3 151
BAIIA ajusté^1	5 828	4 954
Bénéfice ajusté^1	2 242	1 955
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	1,03	0,92
Flux de trésorerie distribuables^1	3 777	3 463
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 179	2 126

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

Au premier trimestre de 2025, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 0,8 G$, ou 0,37 $ par action, par rapport à la période correspondante de 2024. Cette hausse est principalement attribuable aux variations latentes hors trésorerie de la valeur des instruments dérivés financiers utilisés pour gérer le risque de change, le risque de taux d'intérêt et le risque lié au prix des marchandises ainsi qu'à l'absence en 2025 des coûts de cessation d'emploi liés à la réduction de l'effectif en février 2024. De plus, les facteurs d'exploitation trimestriels décrits ci-après ont contribué à l'augmentation du bénéfice comparativement au premier trimestre de 2024.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion du premier trimestre de 2025 de la société, déposé de concert avec les états financiers trimestriels pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au premier trimestre de 2025, le BAIIA ajusté a augmenté de 874 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2024. Cette hausse tient principalement à l'apport des acquisitions de services publics gaziers aux États-Unis (les « Acquisitions »), à l'augmentation du débit et des droits sur le réseau principal découlant des hausses tarifaires annuelles, aux règlements tarifaires et à la conclusion de contrats favorables pour nos actifs de transport de gaz aux États-Unis, aux températures plus froides et à la hausse des charges de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario, ainsi qu'à l'incidence de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2025, comparativement à 2024. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'absence de l'apport d'Alliance Pipeline et d'Aux Sable compte tenu de la vente de nos participations dans ces entités en avril 2024, par la baisse des volumes sur le pipeline Flanagan Sud et le réseau Express-Platte ainsi que par la diminution des ressources éoliennes en Europe.

Au premier trimestre de 2025, le bénéfice ajusté a augmenté de 0,3 G$, ou 0,11 $ par action, comparativement à la période correspondante de 2024, en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, contrebalancés en partie par l'accroissement des coûts de financement et de la charge d'amortissement découlant des Acquisitions et des investissements en capital ainsi que par la hausse des impôts en raison de l'accroissement du bénéfice. L'incidence de la conversion de la charge d'amortissement, de la charge d'intérêts et des impôts libellés en dollars américains annule l'incidence de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à des taux de change moyens plus élevés entre les périodes.

Au premier trimestre de 2025, les FTD ont augmenté de 0,3 G$ comparativement à la période correspondante de 2024, en raison surtout des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, contrebalancés en partie par l'augmentation des coûts de financement et des investissements de maintien découlant des Acquisitions et de l'investissement en capital ainsi que par la hausse des impôts en raison de l'accroissement du bénéfice. L'incidence de la conversion de la charge d'intérêts, des investissements de maintien et des impôts exigibles libellés en dollars américains annule en partie l'incidence de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à des taux de change moyens plus élevés entre les périodes.

Les émissions d'actions ordinaires au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du plan de financement préalable des Acquisitions ont influé sur les indicateurs par action en 2025.

La rubrique Résultats financiers du premier trimestre de 2025 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société réaffirme ses prévisions financières pour 2025, soit un BAIIA ajusté de 19,4 G$ à 20,0 G$ et des FTD par action de 5,50 $ à 5,90 $.

La société a de plus confirmé ses perspectives financières présentées lors de la conférence annuelle à l'intention des investisseurs le 4 mars 2025 :

• croissance à court terme pour la période de 2023 à 2026 de 7 % à 9 % du BAIIA ajusté, de 4 % à 6 % du bénéfice ajusté par action et d'environ 3 % des FTD par action;
• croissance annuelle du BAIIA ajusté, du bénéfice par action et des FTD par action d'environ 5 % postérieurement à 2026.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Le 19 février 2025, Enbridge a émis des billets de premier rang totalisant 2,8 G$, soit des billets de trois ans d'un montant de 700 M$, des billets de cinq ans d'un montant de 800 M$, des billets de 10 ans d'un montant de 700 M$ et des billets de 30 ans d'un montant de 600 M$. Le produit de ces émissions a servi à réduire la dette, à financer des dépenses en immobilisations et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.

À la fin du trimestre, le ratio dette/BAIIA de la société sur une période mobile de 12 mois était de 4,9 fois (ce qui inclut le BAIIA des Acquisitions sur une partie de l'exercice en 2024). Au 31 mars 2025, la dette est convertie au taux de fin de période de 1,44 $ US/$ CA et le BAIIA est converti au taux moyen des 12 derniers mois de 1,39 $ US/$ CA. Enbridge prévoit que les apports au BAIIA annualisé découlant des Acquisitions renforceront son ratio dette/BAIIA, qui devrait se situer au milieu de sa fourchette cible de 4,5 à 5,0 fois tout au long de 2025.

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

Au cours du trimestre, Enbridge a ajouté à son carnet de projets de croissance garantis des projets d'une valeur de 3 G$ : 

• investissements en capital dans le réseau principal à concurrence de 2 G$;
• projet de prolongement de 0,4 G$ du pipeline T-North dans le cadre du projet Birch Grove;
• agrandissement de 0,1 G$ US du projet T15.

Enbridge a récemment mis en service le projet d'énergie solaire Orange Grove, qui a donc été retranché du carnet de projets de 28 G$ de la société. Le financement du programme de croissance garanti devrait être entièrement assuré par la capacité d'investissement de croissance annuelle prévue de 9 G$ à 10 G$ de la société.

ACTUALITÉS DU PREMIER TRIMESTRE

Oléoducs : Investissement en capital dans le réseau principal

Le 4 mars 2025, Enbridge a annoncé son intention d'investir à concurrence de 2 G$ dans le réseau principal jusqu'en 2028. Ces investissements seront axés sur l'amélioration de la fiabilité et le prolongement de la durée de vie utile du réseau principal, de sorte qu'il continue d'être exploité en toute sécurité et à pleine capacité pour répondre à la forte demande pendant les années à venir.

Ces investissements dans le réseau principal devraient générer des rendements ajustés selon le risque intéressants dans le cadre de l'entente tarifaire pour le réseau principal et leur mise en service devrait avoir lieu proportionnellement jusqu'en 2028.

Oléoducs : Appel au marché pour le pipeline Flanagan Sud 

La société a lancé un appel au marché exécutoire prévoyant des contrats à long terme de transport sur le pipeline Flanagan Sud pour une capacité supplémentaire de 100 kb/j. La capacité contractuelle sera disponible en vertu d'un tarif international conjoint, avec des points de réception dans l'Ouest canadien et des points de livraison sur la côte américaine du golfe par l'intermédiaire du réseau principal, du PFS et du pipeline Seaway.

L'appel au marché a lieu parallèlement à des discussions sur l'optimisation du réseau principal (phase 1) et, de concert avec la capacité actuelle du pipeline Flanagan Sud non visée par des engagements, soit 50 kb/j, il permettra d'offrir la capacité de 150 kb/j nécessaire pour desservir toutes les destinations sur la côte américaine du golfe pour la production croissante dans le BSOC.

Transport de gaz : Pipeline Matterhorn Express

Enbridge a annoncé qu'elle avait signé un accod définitif visant l'acquisition d'une participation de propriétaire non exploitant de 10 % dans le gazoduc en exploitation Matterhorn Express pour une contrepartie en trésorerie de 0,3 G$ US. MXP est un actif d'infrastructure de gaz naturel de premier plan transportant 2,5 Gpi³/j de gaz du bassin permien vers la région de Katy, sur la côte américaine du golfe du Mexique. Matterhorn tire parti de la demande croissante de GNL et de la côte américaine du golfe, et fait ne fait l'objet que de contrats à long terme conclus principalement avec des contreparties de catégorie investissement. L'acquisition est stratégiquement alignée sur les actifs actuels d'Enbridge liés au bassin permien.

La transaction devrait être conclue au deuxième trimestre de 2025, sous réserve de la satisfaction des conditions de clôture.

Transport de gaz : Pipeline Traverse

Le 3 avril 2025, Whitewater, MPLX et Enbridge, par l'intermédiaire de Whistler Parent JV, ont pris la décision d'investissement définitive d'aller de l'avant avec le pipeline Traverse. Le pipeline Traverse est une coentreprise dans laquelle Whistler Parent JV, Targa et MPLX possèdent des participations respectives de 70 %, 17,5 % et 12,5 %. Le pipeline est conçu pour véhiculer jusqu'à 1,8 Gpi³/j de gaz naturel entre la région d'Agua Dulce et la région de Katy au Texas. Enbridge détiendra une participation effective de 13,3 % dans le pipeline Traverse.

Le pipeline s'appuie sur des ententes de transport garanti conclues avec des contreparties de premier ordre. Son entrée en service est prévue pour 2027, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires habituelles et d'autres approbations.

Transport de gaz : Prolongement de Birch Grove

Le 4 mars 2025, la société a annoncé qu'elle ira de l'avant avec le prolongement de BC Pipeline dans le nord de la Colombie-Britannique en vue d'obtenir une capacité supplémentaire de 179 Mpi³/j. Le projet Birch Grove prévoit le bouclage du pipeline et des modifications accessoires de la station, dans les limites de l'emprise existante. Il devrait être achevé en 2028. Le projet Birch Grove, de concert avec le prolongement d'Aspen Point annoncé précédemment, devrait porter la capacité totale du tronçon T-North de BC Pipeline à environ 3,7 Gpi³/j.

Le projet, dont le coût est évalué à 0,4 G$, s'appuiera sur un modèle commercial fondé sur le coût du service.

Distribution de gaz : Phase 2 de T-15

Le 4 mars 2025, Enbridge a approuvé un agrandissement de 0,1 G$ de la portée du projet T15 pour installer des stations de compression supplémentaires et doubler la capacité du projet initial. Le projet T15 élargi devrait permettre de livrer environ 510 Mpi³/j de gaz naturel à l'usine Roxboro de Duke Energy, en Caroline du Nord. Les deux phases du projet T15 devraient coûter au total 0,7 G$ US et entrer en service en 2027-2028.

RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2025 

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 593	2 404
Transport de gaz	1 473	1 265
Distribution et stockage de gaz	1 600	765
Production d'énergie renouvelable	223	257
Éliminations et divers	40	(642)
BAIIA^1	5 929	4 049
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	2 261	1 419
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 052	3 151

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

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

BAIIA ajusté par secteur

Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen supérieur (1,44 $ CA/$ US) au premier trimestre de 2025 comparativement au premier trimestre de 2024 (1,35 $ CA/$ US). Le bénéfice libellé en dollars américains est en grande partie couvert par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Oléoducs

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 449	1 338
Réseau régional des sables bitumineux	248	227
Réseaux de la côte du golfe et du milieu du continent^1	385	427
Autres réseaux^2	539	468
BAIIA ajusté^3	2 621	2 460

1  Comprend le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Seaway, le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II, l'EIEC et autres.

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

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

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 161 M$ par rapport au premier trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

• la hausse des volumes sur le réseau principal et l'augmentation du débit sur la canalisation 9;
• l'augmentation des droits sur le réseau principal en raison des hausses annuelles de tarif le 1^er juillet 2024;
• la quote-part du bénéfice des satellites découlant du règlement d'un litige;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2025, comparativement à la période correspondante de 2024; ces facteurs étant contrebalancés en partie par
• l'apport moindre du réseau de la côte du golfe et du milieu du continent par suite de la réduction des volumes sur le pipeline Flanagan Sud et le pipeline Spearhead;

Transport de gaz

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	1 171	949
Transport de gaz au Canada	167	196
Autres^1	101	129
BAIIA ajusté^2	1 439	1 274

1  Le poste « Autres » comprend Tomorrow RNG, les actifs extracôtiers du golfe, notre placement dans DCP Midstream et autres.

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

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz a augmenté de 165 M$ par rapport au premier trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :

• la comptabilisation de droits révisés découlant du règlement de dossiers tarifaires d'Algonquin, de TETLP et de Maritimes & Northeast U.S. au premier trimestre de 2024;
• la conclusion de contrats favorables pour nos actifs de transport de gaz aux États-Unis;
• les nouveaux apports du projet d'agrandissement de Venice de TETLP entré en service vers la fin de 2024;
• l'apport des acquisitions de participations dans Whistler Parent JV au deuxième trimestre de 2024 et dans DBR Pipeline au quatrième trimestre de 2024;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2025, comparativement à la période correspondante de 2024; ces facteurs étant contrebalancés en partie par
• l'absence de l'apport de nos participations dans le pipeline Alliance et dans Aux Sable en raison de la vente de ces participations en avril 2024.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario^1	869	697
Services publics gaziers aux États-Unis^1	715	50
Autres	16	18
BAIIA ajusté^2	1 600	765

1  Enbridge Gas Inc. exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Ontario. Les services publics gaziers aux États-Unis comprennent East Ohio Gas (qui exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Ohio), Questar (qui exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Utah) et PSNC (qui exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas North Carolina).

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

Le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario, d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestres. Le profil saisonnier d'Enbridge Gas Ontario, d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina reflète la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et l'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA ajusté varie d'un exercice à l'autre en Ontario puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes acheminés du temps plus chaud ou plus froid que la normale. Le bénéfice d'Enbridge Gas Ohio est en grande partie découplé des volumes et il est donc moins soumis à l'incidence des fluctuations climatiques. Enbridge Gas Utah et Enbridge Gas North Carolina disposent de mécanismes de découplage des produits qui sont moins touchés par les conditions météorologiques ou la variabilité du volume de gaz, mais les produits sont modelés en fonction du profil d'utilisation saisonnière. La variabilité des conditions météorologiques influe sur les produits d'Enbridge Gas Ontario.

Le BAIIA ajusté a progressé de 835 M$ par rapport au premier trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'apport sur un trimestre complet des services publics gaziers aux États-Unis, y compris Enbridge Gas Ohio, Enbridge Gas Utah et Enbridge Gas North Carolina;
• les températures plus froides que la normale en 2025, comparativement aux prévisions prises en compte dans les tarifs, qui ont eu une incidence positive d'environ 87 M$ sur le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent;
• la hausse des charges de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario.

En comparaison des prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence positive de la température pour Enbridge Gas Ontario s'est chiffrée à environ 9 M$ au premier trimestre de 2025, comparativement à une incidence négative d'environ 78 M$ pour la période correspondante de 2024.

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	241	279

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

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a diminué de 38 M$ comparativement à celui du premier trimestre de 2024 en raison principalement de ce qui suit :

• de plus faibles ressources éoliennes aux installations éoliennes extracôtières en Europe, ce facteur étant annulé en partie par
• de plus fortes ressources éoliennes aux installations éoliennes en Amérique du Nord.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	131	195
(Pertes) gains réalisés sur le règlement de couvertures de change	(204)	(19)
BAIIA ajusté^1	(73)	176

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

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

Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a diminué de 249 M$ comparativement au premier trimestre de 2024, en raison des facteurs suivants :

• la hausse de la perte de change réalisée sur le règlement de couvertures en 2025;
• des revenus de placement moins élevés en 2025 comparativement à ceux de 2024, qui avaient bénéficié du financement préalable des Acquisitions.

Flux de trésorerie distribuables

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Oléoducs	2 621	2 460
Transport de gaz	1 439	1 274
Distribution et stockage de gaz	1 600	765
Production d'énergie renouvelable	241	279
Éliminations et divers	(73)	176
BAIIA ajusté^1, 3	5 828	4 954
Investissements de maintien	(229)	(196)
Charge d'intérêts^1	(1 247)	(1 014)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(390)	(263)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(100)	(78)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	7	96
Dividendes sur les actions privilégiées^1	(102)	(93)
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	10	28
Autres ajustements hors trésorerie	--	29
FTD^3	3 777	3 463
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation^4	2 179	2 126

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

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

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

4  Comprend le financement préalable des Acquisitions, qui ont été conclues en 2024.

Au premier trimestre de 2025, les FTD ont augmenté de 314 M$ comparativement à ceux du premier trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, facteur annulé en partie par :

• la hausse du capital de la dette attribuable surtout aux Acquisitions et à l'augmentation des taux d'intérêt moyens, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts;
• la hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice plus élevé;
• la baisse du montant net des distributions supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites pour le trimestre visé en raison de la date du règlement de litiges et de l'absence de distributions provenant du pipeline Alliance et d'Aux Sable;
• l'accroissement des investissements de maintien découlant des Acquisitions;
• l'incidence de la conversion de la charge d'intérêts, des investissements de maintien et des impôts exigibles libellés en dollars américains à des taux de change moyens plus élevés entre les périodes.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1, 2	5 828	4 954
Amortissement	(1 459)	(1 234)
Charge d'intérêts^2	(1 261)	(1 013)
Impôts sur les bénéfices^2	(709)	(607)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(54)	(52)
Dividendes sur les actions privilégiées	(103)	(93)
Bénéfice ajusté^1	2 242	1 955
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	1,03	0,92

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

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

Le bénéfice ajusté a augmenté de 287 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,11 $ par rapport à ceux du premier trimestre de 2024, principalement en raison de la hausse du BAIIA ajusté découlant des facteurs d'exploitation susmentionnés, annulés en partie par les facteurs suivants :

• la hausse du capital de la dette attribuable surtout aux Acquisitions et à l'augmentation des taux d'intérêt moyens, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts;
• la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs acquis ou mis en service depuis le premier trimestre de 2024;
• la hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice plus élevé;
• l'incidence de la conversion de la charge d'amortissement, de la charge d'intérêts et des impôts libellés en dollars américains à des taux de change moyens plus élevés entre les périodes.

Les indicateurs par action ont subi l'incidence négative des émissions au cours du marché à compter du deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du financement préalable des Acquisitions.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 9 mai 2025 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour faire le point sur la situation de la société et passer en revue les résultats du premier trimestre de 2025. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 800 606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/739750180https://events.q4inc.com/attendee/739750180. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1 800 606-3040 (code d'identification : 9581867).

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

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci‑dessous. Tous les dividendes sont payables le 1^er juin 2025 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2025.

	Dividende par action
(Sauf indication contraire, les montants sont en dollars canadiens)
Actions ordinaires	0,94250	$
Actions privilégiées, série A	0,34375	$
Actions privilégiées, série B	0,32513	$
Actions privilégiées, série D	0,33825	$
Actions privilégiées, série F	0,34613	$
Actions privilégiées, série G^1	0,34468	$
Actions privilégiées, série H	0,38200	$
Actions privilégiées, série I^2	0,32011	$
Actions privilégiées, série L	0,36612	$ US
Actions privilégiées, série N	0,41850	$
Actions privilégiées, série P	0,36988	$
Actions privilégiées, série R	0,39463	$
Actions privilégiées, série 1	0,41898	$ US
Actions privilégiées, série 3	0,33050	$
Actions privilégiées, série 4^3	0,33649	$
Actions privilégiées, série 5	0,41769	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,37425	$
Actions privilégiées, série 9	0,35450	$
Actions privilégiées, série 11^4	0,34231	$
Actions privilégiées, série 13	0,19019	$
Actions privilégiées, série 15	0,18644	$
Actions privilégiées, série 19	0,38825	$

1  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,37911 $ à 0,34468 $ le 1^er mars 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.

2  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série I a diminué, passant de 0,35507 $ à 0,32011 $ le 1^er mars 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.

3  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 3 a diminué, passant de 0,37110 $ à 0,33649 $ le 1^er mars 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.

4  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 11 a augmenté, passant de 0,24613 $ à 0,34231 $ le 1^er mars 2025, en raison du rajustement du taux de dividende annuel le 1^er mars 2025.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme de l'information prospective, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de termes comme « anticiper », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire », « vraisemblablement » et autres termes qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information prospective, ou énoncés prospectifs, ayant trait notamment à ce qui suit : la vision et la stratégie d'entreprise d'Enbridge, y compris ses priorités stratégiques et ses perspectives; les prévisions financières pour 2025 et les perspectives à court terme, y compris les FTD par action, le bénéfice par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les dividendes et la croissance des dividendes prévus et la politique en matière de dividendes; les avantages attendus de l'acquisition de trois services publics gaziers aux États‑Unis auprès de Dominion Energy, Inc. (les « Acquisitions ») et l'intégration prévue des entités acquises; l'offre et la demande prévues pour le pétrole brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (« LGN »), le gaz naturel liquéfié (« GNL »), le gaz naturel renouvelable (« GNR ») et l'énergie renouvelable ainsi que l'exportation et les prix de ces marchandises; la conjoncture du marché et de notre secteur d'activité; l'utilisation prévue de nos actifs; le BAIIA et le BAIIA ajusté prévus; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; les rendements prévus pour les actionnaires et les rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises d'Enbridge; la vigueur, la capacité et la souplesse financières; les coûts et programmes de financement; les attentes quant à l'endettement, y compris le ratio dette/BAIIA; les sources de liquidités et la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; le cadre et les priorités d'affectation du capital; l'incidence des conditions météorologiques et du caractère saisonnier; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les occasions de développement et l'accroissement de la clientèle, notamment en ce qui a trait à l'investissement en capital dans le réseau principal, au prolongement de Birch Grove, à l'acquisition de Matterhorn et à l'agrandissement de T15; les prévisions en ce qui a trait à la clôture, aux avantages, à la création de valeur et au moment des transactions; la politique commerciale du gouvernement, y compris les répercussions possibles des tarifs, droits, frais, sanctions économiques ou autres mesures commerciales annoncées et éventuelles, ainsi que le moment et l'incidence de celles-ci; les mesures et les décisions futures attendues des organismes de réglementation et des tribunaux et le moment et les répercussions de celles-ci; et les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, de même que le calendrier prévu et l'incidence de ceux‑ci.

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

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

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

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

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

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 593	2 404
Transport de gaz	1 473	1 265
Distribution et stockage de gaz	1 600	765
Production d'énergie renouvelable	223	257
Éliminations et divers	40	(642)
BAIIA	5 929	4 049
Amortissement	(1 408)	(1 193)
Charge d'intérêts	(1 334)	(905)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(697)	(386)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(126)	(53)
Dividendes sur les actions privilégiées	(103)	(93)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	2 261	1 419

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	2 621	2 460
Transport de gaz	1 439	1 274
Distribution et stockage de gaz	1 600	765
Production d'énergie renouvelable	241	279
Éliminations et divers	(73)	176
BAIIA ajusté	5 828	4 954
Amortissement	(1 459)	(1 234)
Charge d'intérêts	(1 261)	(1 013)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(709)	(607)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(54)	(52)
Dividendes sur les actions privilégiées	(103)	(93)
Bénéfice ajusté	2 242	1 955
Bénéfice ajusté par action ordinaire	1,03	0,92

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	5 929	4 049
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(158)	787
Coûts de cessation d'emploi	--	105
Gain à l'extinction de dette	(25)	--
Gain à la vente d'actifs	(114)	--
Perte de couverture réalisée	139	--
Autres	57	13
Total des éléments d'ajustement	(101)	905
BAIIA ajusté	5 828	4 954
Amortissement	(1 408)	(1 193)
Charge d'intérêts	(1 334)	(905)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(697)	(386)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(126)	(53)
Dividendes sur les actions privilégiées	(103)	(93)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement	(51)	(41)
Charge d'intérêts	73	(108)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(12)	(221)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	72	1
Bénéfice ajusté	2 242	1 955
Bénéfice ajusté par action ordinaire	1,03	0,92

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	2 621	2 460
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	5	(35)
Autres	(33)	(21)
Total des ajustements	(28)	(56)
BAIIA	2 593	2 404

TRANSPORT DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 439	1 274
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	(61)	(17)
Gain à la vente d'actifs	87	--
Autres	8	8
Total des ajustements	34	(9)
BAIIA	1 473	1 265

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 600	765
Total des ajustements	--	--
BAIIA	1 600	765

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	241	279
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	105	(13)
Perte de couverture réalisée	(139)	--
Gain à la vente d'actifs	27	--
Autres	(11)	(9)
Total des ajustements	(18)	(22)
BAIIA	223	257

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(73)	176
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	70	(722)
Gain à l'extinction de dette	25	--
Coûts de cessation d'emploi	--	(105)
Autres	18	9
Total des ajustements	113	(818)
BAIIA	40	(642)

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 053	3 151
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	899	300
	3 952	3 451
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(100)	(78)
Dividendes sur les actions privilégiées^2	(102)	(93)
Investissements de maintien	(229)	(196)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits	10	28
Coûts de cessation d'emploi, déduction faite des impôts	--	91
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^2	188	279
Autres éléments	58	(19)
FTD	3 777	3 463

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

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

SOURCE Enbridge Inc.