Enbridge annonce un BAIIA record pour le deuxième trimestre, confirme ses prévisions financières pour 2025 et annonce des investissements pour répondre à la demande croissante d'électricité, de GNL et du secteur industriel

CALGARY, AB, le 1er août 2025 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième 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 attribuable aux actionnaires ordinaires de 2,2 G$, ou 1,00 $ par action ordinaire, pour le deuxième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR attribuable aux actionnaires ordinaires de 1,8 G$, ou 0,86 $, par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté* de 1,4 G$, ou 0,65 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,2 G$, ou 0,58 $ par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 4,6 G$, soit une hausse de 7 %, comparativement à 4,3 G$ en 2024
• Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 3,2 G$, comparativement à 2,8 G$ en 2024
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,9 G$, soit le même montant qu'en 2024
• Confirmation des prévisions financières pour l'exercice 2025 et des perspectives financières pluriannuelles
• Approbation du projet d'énergie solaire Clear Fork, d'une capacité de 600 MW et d'un montant de 0,9 G$ US destiné à soutenir les besoins en électricité des centres de données de Meta aux termes d'un contrat d'achat à long terme visant une capacité déterminée
• Approbation d'un projet d'agrandissement de la canalisation 31 de Texas Eastern Transmission, d'un montant de 0,1 G$ US, pour répondre à la croissance de la demande industrielle et de la demande d'électricité
• Conclusion de l'acquisition d'une participation de 10 % dans le pipeline Matterhorn Express (« MXP »)
• Augmentation de la capacité du pipeline Traverse pour la faire passer de 1,75 à 2,5 Gpi³/j, en raison de la forte demande du marché, offrant un service bidirectionnel entre Katy et Agua Dulce sur la côte américaine du golfe
• Approbation d'un agrandissement de 0,3 G$ et de 40 Gpi³ de l'installation de stockage de gaz d'Aitken Creek, ce qui confère une souplesse essentielle à la chaîne de valeur du GNL de l'Ouest canadien
• Conclusion de l'acquisition d'une participation de 12,5 % dans le réseau de gazoducs de Westcoast par Stonlasec8 Indigenous Alliance, un consortium de groupes des Premières Nations, en contrepartie de 0,7 G$
• Ratio de la dette/BAIIA* de 4,7 fois en fin de trimestre, ce qui procure une grande souplesse financière

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

Greg Ebel, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :

« Notre approche globale en matière d'investissement dans le secteur de l'énergie continue de créer de la valeur pour les actionnaires. Nous tirons parti de la croissance de la demande d'électricité et de la solidité des fondamentaux du gaz naturel. Nous avons aujourd'hui approuvé plusieurs projets dans notre secteur Transport de gaz et services intermédiaires, projets qui nous permettront de répondre à la demande croissante de gaz naturel. Ces projets viennent s'ajoutent au projet Clear Fork récemment annoncé, un projet d'énergie solaire de 600 MV situé au Texas qui viendra soutenir les activités du centre de données de Meta. Notre carnet de projets pour l'avenir s'élève maintenant à plus de 30 G$ pour l'ensemble de nos secteurs d'activité, ce qui souligne l'avantage que représentent l'envergure et la diversification d'Enbridge. Nous restons enthousiastes à l'égard de l'ensemble des occasions qui se présentent à nous dans les secteurs du gaz naturel, des oléoducs et des infrastructures énergétiques, et nous sommes bien préparés pour réaliser des gains de multiples façons, grâce à l'énergie que nous fournirons à nos clients à l'échelle de l'Amérique du Nord.

« Le taux d'utilisation élevé de nos réseaux et les cadres commerciaux à faible risque continuent de produire des résultats prévisibles malgré la volatilité géopolitique et macroéconomique. Nous offrons des rendements stables et réguliers et continuons à croître en optimisant nos actifs existants, en sélectionnant rigoureusement les projets et en tirant parti de notre envergure là où d'autres ne sont pas en mesure de le faire. C'est ce qui nous permet de réussir dans tous les cycles de marché, et le deuxième trimestre n'a pas fait exception. Enbridge a affiché un BAIIA record au deuxième trimestre et nous prévoyons terminer l'exercice dans la tranche supérieure de la fourchette prévisionnelle. De plus, nous sommes sur la bonne voie pour atteindre le point milieu de nos mesures par action en 2025 et pour concrétiser nos prévisions financières pour le 20^e exercice consécutif.

« Dans le secteur Oléoducs, les volumes sur le réseau principal se sont établis en moyenne à 3,0 Mb/j au deuxième trimestre, et la capacité du réseau principal a été répartie pendant six mois sur huit cette année, y compris en juillet et en août. Nous avons conclu un appel au marché sursouscrit pour le pipeline Flanagan Sud au cours du trimestre, ce qui nous rapproche un peu plus de l'approbation de la première phase de l'optimisation du réseau principal plus tard cette année. Nous avons de plus lancé un appel au marché pour le pipeline de raccordement du sud de l'Illinois, qui tirera parti de l'infrastructure existante d'Enbridge et de ses partenaires, conférant aux clients un accès élargi à Nederland et procurant des options supplémentaires sur le marché final. Dans le bassin permien, nous avons achevé la première phase de 80 kb/j de l'expansion du pipeline Gray Oak et nous prévoyons achever la seconde phase de 40 kb/j d'ici le milieu de 2026. Globalement, le bénéfice du secteur Oléoducs pour le deuxième trimestre souligne une fois de plus l'envergure et la portée de notre secteur d'activité, qui nous permet de livrer constamment la marchandise pour nos clients et nos investisseurs.

« Dans le secteur Transport de gaz aux États‑Unis, nous avons approuvé l'agrandissement de Texas Eastern Transmission à concurrence de 160 Mpi³/j, ce qui permettra de répondre à la croissance de la demande industrielle et de la demande d'électricité dans le Mississippi. Dans la région du bassin permien, de concert avec nos partenaires, nous avons augmenté la capacité du pipeline Traverse, précédemment approuvé, pour la faire passer de 1,75 Gpi³/j à 2,5 Gpi³/j pour répondre à la forte demande des clients. Sur la côte américaine du golfe du Mexique, nous continuons d'optimiser les actifs existants grâce à des projets de compression nécessitant de faibles investissements et présentant des multiples très intéressants, tant pour le pipeline de Southeast Supply Header que pour l'installation de stockage de Tres Palacios.

« En Colombie-Britannique, Aitken Creek est la seule installation souterraine de stockage de gaz naturel de la province, et nous procédons à une expansion de 40 Gpi³, ce qui offrira une souplesse accrue à nos clients de GNL. De plus, nous avons réalisé la vente à Stonlasec8 Indigenous Alliance d'une participation de 12,5 % dans le réseau de Westcoast en Colombie-Britannique, ce qui procurera des avantages économiques durables aux communautés autochtones et maintiendra notre feuille de route en matière de recyclage du capital à des valorisations attrayantes.

« Dans le secteur Distribution de gaz, nous avons conclu un règlement à l'égard de la phase 2 de la demande de modification des tarifs en Ontario et la Public Utilities Commission of Ohio a rendu sa décision sur le dossier tarifaire d'Enbridge Gas Ohio. Ces deux résultats sont conformes à nos prévisions. Deux autres procédures tarifaires sont en cours dans l'Utah et en Caroline du Nord et nous prévoyons parvenir à des règlements équitables dans ces territoires, avec de nouveaux tarifs à compter de 2026.

« Dans le secteur Énergie renouvelable, nous avons récemment approuvé le projet d'énergie solaire Clear Fork d'un montant de 0,9 G$ US, lequel devrait être mis en service en 2027 et est entièrement soutenu par un contrat d'achat à long terme conclu avec Meta. Ce projet témoigne de la demande croissante d'énergie renouvelable de la part des plus grandes entreprises de l'Amérique du Nord. Pour ce qui est de l'avenir, nous ne nous attendons pas, à l'heure actuelle, à ce que les changements apportés aux crédits d'impôt renouvelables prévus dans la loi intitulée One Big Beautiful Bill Act aient une incidence sur le projet Clear Fork ou sur l'un ou l'autre de nos autres projets d'aménagement à un stade avancé. 

« Nous mettons l'accent sur la gestion rigoureuse des capitaux. Depuis l'acquisition de trois services publics gaziers en 2024, notre niveau d'endettement s'est amélioré et se situe actuellement à 4,7 fois, ce qui est inférieur au point milieu de la fourchette cible de la société. Notre solide bilan, combiné à une capacité d'investissement annuelle de 9 G$ à 10 G$, donne à Enbridge la souplesse nécessaire pour réaliser son carnet de commandes de 32 G$ et pour continuer à tirer parti des occasions à plus long terme de 50 G$ que nous avons présentées plus tôt cette année. Des plans de croissance visible sous‑tendent les augmentations annuelles prévues des dividendes et positionnent Enbridge comme une occasion de placement de premier choix. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des semestres clos les 30 juin 2025 et 2024 sont résumés dans le tableau ci‑dessous :  

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2025	2024	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	2 177	1 848	4 438	3 267
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	1,00	0,86	2,04	1,53
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 238	2 814	6 291	5 965
BAIIA ajusté^1	4 644	4 335	10 472	9 289
Bénéfice ajusté^1	1 418	1 248	3 660	3 203
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,65	0,58	1,68	1,50
Flux de trésorerie distribuables^1	2 903	2 858	6 680	6 321
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 180	2 137	2 180	2 131

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

Au deuxième trimestre de 2025, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 0,3 G$, ou 0,14 $ 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, annulée en partie par l'absence en 2025 d'un gain sur cession de participations dans le pipeline Alliance et Aux Sable et d'une perte de valeur d'actifs à tarifs réglementés d'Enbridge Gas Ohio. De plus, les facteurs d'exploitation trimestriels décrits ci‑dessous ont contribué à l'augmentation du bénéfice comparativement au deuxième 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 deuxième 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 deuxième trimestre de 2025, le BAIIA ajusté a augmenté de 0,3 G$ 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 »), 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 de la marge sur la distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario. Ces facteurs ont été annulés en partie par la diminution des volumes du réseau de la côte du golfe et du milieu du continent au sein du secteur Oléoducs.

Au deuxième trimestre de 2025, le bénéfice ajusté a augmenté de 0,2 G$, ou 0,07 $ par action, comparativement à la période correspondante de 2024, en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés ainsi que de la baisse de la charge d'impôts sur le bénéfice attribuable principalement à la hausse des crédits d'impôt à l'investissement, contrebalancés en partie par l'augmentation des coûts de financement et de la charge d'amortissement découlant des Acquisitions et des investissements en capital.

Au deuxième trimestre de 2025, les FTD ont été comparables à ceux de la période correspondante de 2024, en raison surtout des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, contrebalancés par l'augmentation des coûts de financement, les investissements de maintien liés aux nouveaux actifs et la hausse des impôts exigibles en raison de l'accroissement du bénéfice. 

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 comparativement à 2024.

La rubrique Résultats financiers du deuxième 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.

Enbridge ne s'attend pas à ce que les tarifs douaniers aient une incidence importante sur ses activités actuelles ou le déploiement de capital, mais la société continuera de surveiller les faits nouveaux.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

En juin 2025, Enbridge Gas Ohio a émis des billets de premier rang totalisant 0,5 G$ US, soit des billets de 10 ans d'un montant de 250 M$ US et des billets de 30 ans d'un montant de 250 M$ US. Le produit de ces émissions a servi au refinancement de titres de créance d'Enbridge Gas Ohio à leur échéance.

En juin 2025, Enbridge a émis des billets à moyen terme totalisant 2,25 G$ US, soit des billets de trois ans d'un montant de 400 M$ US, des billets de cinq ans d'un montant de 600 M$ US, des billets de 10 ans d'un montant de 900 M$ US et des billets de 30 ans d'un montant de 350 M$ US. 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 4,7 fois.

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 d'environ 2 G$ :

• projet d'énergie solaire Clear Fork, d'un montant de 0,9 G$ US;
• projet d'agrandissement de 0,3 G$ de North Aiken Creek;
• projet d'agrandissement de la canalisation 31 de Texas Eastern Transmission, d'un montant de 0,1 G$ US.

Les coûts liés au projet de GNL de Woodfibre ainsi que les modalités commerciales ont été mis à jour afin d'établir le rendement préférentiel à une date plus proche de l'achèvement des travaux de construction, ce qui porte la part des dépenses en immobilisations estimatives d'Enbridge à 2,9 G$ US. Le carnet de projets de croissance garantis s'établit désormais à environ 32 G$. Le financement du programme de croissance garanti devrait être entièrement assuré par la capacité d'investissement de croissance annuelle prévue de 9 G$ à 10 G$ de la société.

ACTUALITÉS DU DEUXIÈME TRIMESTRE

Oléoducs : Appel au marché pour le pipeline de raccordement du sud de l'Illinois

Enbridge a lancé un appel au marché prévoyant des contrats à long terme de transport sur le pipeline de raccordement proposé dans le sud de l'Illinois afin de tirer parti de l'infrastructure existante de pétrole brut d'Energy Transfer (« ETCOP ») et d'ainsi fournir aux clients des options supplémentaires sur le marché final. à Nederland, au Texas

Compte tenu des commentaires des clients, l'appel au marché a été prolongé jusqu'au 8 août 2025.

Transport de gaz : Agrandissement de North Aitken Creek

Enbridge a approuvé un agrandissement de 40 Gpi³ de l'installation de stockage de gaz d'Aitken Creek afin de répondre à la demande croissante d'exportation de GNL sur la côte ouest. L'agrandissement comprend des puits et des installations de compression supplémentaires sur place ainsi que la modernisation des installations afin d'améliorer la capacité de retrait et le débit actuels. Des contrats de stockage de 10 ans conclus avec l'installation ont permis de réduire considérablement le risque, la capacité étant consacrée à assurer la disponibilité de GNL pour répondre à la demande croissante sur la côte ouest. Enbridge prévoit que le projet coûtera environ 0,3 G$ et entrera en service en 2028.

Transport de gaz : Agrandissement de la canalisation 31

Enbridge a approuvé l'expansion de la canalisation 31 de Texas Eastern Transmission à hauteur de 160 Mpi³/j, y compris une nouvelle conduite latérale au Mississippi. Cette capacité supplémentaire permettra de répondre à la demande industrielle et à la demande d'électricité croissantes dans la région, dans le cadre de contrats d'achat ferme à long terme. Enbridge prévoit que le projet coûtera environ 0,1 G$ US et entrera en service en 2028.

Transport de gaz : Mises à jour stratégiques sur les zones de desserte du bassin permien et de la côte du golfe

Le 16 juin 2025, Enbridge a conclu l'acquisition antérieurement annoncée d'une participation de 10 % dans MXP, 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.
En outre, Enbridge a annoncé l'augmentation de la capacité du pipeline Traverse pour la porter de 1,75 Gpi³/j à 2,5 Gpi³/j afin d'assurer un service bidirectionnel entre Agua Dulce et la région de Katy au Texas. L'accroissement de la capacité a été motivé par la forte demande du marché et les commentaires des clients, et rehausse la capacité de transport sur la côte américaine du golfe. Le pipeline devrait entrer en service en 2027.

Enbridge a fait progresser l'agrandissement du pipeline de Southeast Supply Header et a obtenu un engagement exécutoire d'une société de services publics du sud dans le but de soutenir la demande industrielle croissante et la demande de centres de données dans le sud-est des États-Unis. En outre, la société a également approuvé des améliorations de l'installation de stockage de gaz de Tres Palacios pour soutenir les futures possibilités d'agrandissement.

Transport de gaz : Mise à jour sur les modalités commerciales du projet de GNL de Woodfibre

La part des dépenses en immobilisations d'Enbrige a été portée à 2,9 G$ US, et le rendement préférentiel d'Enbridge devrait être établi à une date plus proche de l'achèvement des travaux de construction, ce qui réduit le risque lié au rendement du capital pour Enbridge. Le projet s'appuie sur des accords d'achat de 15 ans avec BP Gas Marketing Limited pour 100 % de la capacité.

Transport de gaz : Investissements autochtones dans le pipeline de Westcoast

Le 2 juillet 2025, Enbridge a conclu l'opération annoncée antérieurement de l'acquisition d'une participation de 12,5 % dans le réseau de gazoducs de Westcoast par la Stonlasec8 Indigenous Alliance Limited Partnership, un groupe de 38 Premières Nations en Colombie‑Britannique, pour un produit total de 0,7 G$. La transaction comprenait une garantie de prêt de 400 M$ de la Corporation de développement des investissements du Canada, marquant une étape importante dans l'avancement de la participation et de la propriété des Autochtones au sein de l'infrastructure énergétique du Canada.

Distribution de gaz : Dossier tarifaire d'Enbridge Gas Ohio

Le 26 juin 2025, la Public Utilities Commission of Ohio a rendu une ordonnance concernant le dossier tarifaire de base d'Enbridge Gas Ohio. L'ordonnance maintient un solide rendement des capitaux propres de 9,8 %, prévoit une augmentation de la part des capitaux propres pour la porter à 51,9 %, et protège les avenants existants qui permettent un rendement du capital efficace. En juillet 2025, Enbridge Gas Ohio a déposé une demande de nouvelle audience concernant certains aspects de l'ordonnance et continue d'évaluer les options juridiques.

Énergie renouvelable : Projet d'énergie solaire Clear Fork

Le 22 juillet 2025, Enbridge a annoncé l'approbation du projet d'énergie solaire Clear Fork, qui devrait produire près de 600 MW d'énergie renouvelable; il sera situé près de San Antonio, au Texas. Le coût du projet d'énergie solaire Clear Fork, dont l'entrée en service est prévue pour 2027, devrait s'établir à environ 0,9 G$ US. Toute la production est garantie par un contrat d'achat à long terme conclu avec Meta Platforms, Inc.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2025 

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

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 331	2 450		4 924	4 854
Transport de gaz	1 442	2 095		2 915	3 360
Distribution et stockage de gaz	510	567		2 110	1 332
Production d'énergie renouvelable	109	138		332	395
Éliminations et divers	1 167	(155)		1 207	(797)
BAIIA^1	5 559	5 095		11 488	9 144
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	2 177	1 848		4 438	3 267
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 238	2 814		6 291	5 965

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 (1,38 $ CA/$ US) au deuxième trimestre de 2025 comparativement au deuxième trimestre de 2024 (1,37 $ 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 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2025		2024			2025		2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 304		1 317			2 753		2 655
Réseau régional des sables bitumineux	245		243			493		470
Réseaux de la côte du golfe et du milieu du continent^1	348		436			733		863
Autres réseaux^2	439		460			978		928
BAIIA ajusté^3	2 336		2 456			4 957		4 916

1	Comprend le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Seaway, le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II, le centre énergétique Ingleside d'Enbridge 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 diminué de 120 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

• 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;
• la baisse de l'apport du réseau Bakken en raison des volumes réduits; ces facteurs étant contrebalancés en partie par
• 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.

Transport de gaz

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	1 098	891		2 269	1 840
Transport de gaz au Canada	150	98		317	294
Autres^1	136	93		237	222
BAIIA ajusté^2	1 384	1 082		2 823	2 356

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 302 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :

• la conclusion de contrats favorables et le règlement satisfaisant des dossiers tarifaires pour nos actifs de transport de gaz aux États‑Unis;
• l'apport des acquisitions d'une participation dans la coentreprise Whistler Parent JV au deuxième trimestre de 2024 et du pipeline de Delaware Basin Residue au quatrième trimestre de 2024;
• l'augmentation des volumes sur le réseau BC Pipeline et l'utilisation accrue de l'installation de stockage d'Aitken Creek en raison d'une forte demande;
• l'apport du projet d'agrandissement de Venice mis en service 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.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario^1	499	376		1 368	1 073
Services publics gaziers aux États-Unis^1	335	178		1 050	228
Autres	6	13		22	31
BAIIA ajusté^2	840	567		2 440	1 332

1

Enbridge Gas Inc. exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Ontario. Les services publics gaziers aux États‑Unis comprennent East Ohio Gas Company (qui exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Ohio), Questar Gas Company (qui exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Utah) et Public Service Company of North Carolina (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 ne sont pas 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 augmenté de 273 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'apport des Acquisitions sur un trimestre complet;
• la hausse de la marge de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario, ainsi que la hausse des prix du stockage;
• les températures plus froides que la normale, qui ont eu une incidence sur les résultats d'Enbridge Gas Ontario en 2025.

En comparaison des prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence positive des conditions météorologiques sur le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario s'est chiffrée à environ 10 M$ au deuxième trimestre de 2025, comparativement à une incidence négative d'environ 28 M$ pour la période correspondante de 2024.

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	120	147		361	426

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 27 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre de 2024 en raison principalement de ce qui suit :

• l'apport réduit des installations éoliennes extracôtières en Europe.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	94	90		225	285
(Pertes) gains réalisés sur le règlement de couvertures de change	(130)	(7)		(334)	(26)
BAIIA ajusté^1	(36)	83		(109)	259

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 119 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2024, en raison du facteur suivant :

• la hausse des pertes de change réalisées sur le règlement de couvertures en 2025.

Flux de trésorerie distribuables

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Oléoducs	2 336	2 456		4 957	4 916
Transport de gaz	1 384	1 082		2 823	2 356
Distribution et stockage de gaz	840	567		2 440	1 332
Production d'énergie renouvelable	120	147		361	426
Éliminations et divers	(36)	83		(109)	259
BAIIA ajusté^1, 3	4 644	4 335		10 472	9 289
Investissements de maintien	(316)	(262)		(545)	(458)
Charge d'intérêts^1	(1 202)	(1 081)		(2 449)	(2 095)
Impôts exigibles^1	(227)	(158)		(617)	(421)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(95)	(88)		(195)	(166)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice^1	190	142		197	238
Dividendes sur les actions privilégiées	(104)	(95)		(206)	(188)
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	43	8		53	36
Autres ajustements hors trésorerie	(30)	57		(30)	86
FTD^3	2 903	2 858		6 680	6 321
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation^4	2 180	2 137		2 180	2 131

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 par actions préalable des Acquisitions, qui ont été conclues en 2024.

Au deuxième trimestre de 2025, les FTD ont augmenté de 45 M$ comparativement à ceux du deuxième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, facteurs annulés en partie par :

• la hausse du capital de la dette attribuable surtout aux Acquisitions, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts;
• la hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice plus élevé;
• l'accroissement des investissements de maintien découlant des Acquisitions.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1, 2	4 644	4 335		10 472	9 289
Amortissement	(1 441)	(1 317)		(2 900)	(2 551)
Charge d'intérêts^2	(1 213)	(1 098)		(2 474)	(2 111)
Charge d'impôts^2	(429)	(520)		(1 138)	(1 127)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(41)	(57)		(95)	(109)
Dividendes sur les actions privilégiées	(102)	(95)		(205)	(188)
Bénéfice ajusté^1	1 418	1 248		3 660	3 203
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,65	0,58		1,68	1,50

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 170 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,07 $ par rapport à ceux du deuxième trimestre de 2024, principalement en raison de la hausse du BAIIA ajusté découlant des facteurs d'exploitation susmentionnés et des facteurs suivants :

• la baisse de la charge d'impôts sur le bénéfice attribuable principalement à la hausse des crédits d'impôt à l'investissement; facteur contrebalancé en partie par
• la hausse du capital de la dette attribuable surtout aux Acquisitions, 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 deuxième trimestre de 2024.

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

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 1^er août 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 deuxième 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/922909272https://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 septembre 2025 aux actionnaires inscrits le 15 août 2025.

	Dividende par action
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	0,32515	$
Actions privilégiées, série H	0,38200	$
Actions privilégiées, série I^2	0,30058	$
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	0,31696	$
Actions privilégiées, série 5	0,41769	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,37425	$
Actions privilégiées, série 9	0,35450	$
Actions privilégiées, série 11	0,34231	$
Actions privilégiées, série 13^4	0,33719	$
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 0,34468 $ à 0,32515 $ le 1^er juin 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 0,32011 $ à 0,30058 $ le 1^er juin 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.
3	Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 4 a diminué, passant de 0,33649 $ à 0,31696 $ le 1^er juin 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.
4	Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 13 a augmenté, passant de 0,19019 $ à 0,33719 $ le 1^er juin 2025, en raison du rajustement du taux de dividende annuel le 1^er juin 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 », « cibler », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « projeter », « s'attendre à », « viser », « 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 : notre vision et notre stratégie d'entreprise, y compris nos priorités et nos instruments stratégiques; 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 prévus et la politique de croissance et de versement des dividendes; 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 attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les coûts, les avantages et les dates de mise en service prévus des projets annoncés et des projets en construction; la capacité d'investir et les priorités en matière de répartition du capital; l'incidence des conditions météorologiques et du caractère saisonnier; les possibilités de croissance, de développement et d'expansion futures prévues, notamment en ce qui a trait au projet d'énergie solaire Clear Fork, à l'agrandissement de la canalisation 31 de Texas Eastern et à l'agrandissement de North Aitken Creek; les caractéristiques, les avantages prévus, le financement et le moment de nos acquisitions, cessions et autres transactions, y compris les Acquisitions; la politique commerciale du gouvernement ainsi que les répercussions possibles des tarifs, droits, frais, sanctions économiques ou autres mesures commerciales annoncées et éventuelles, ainsi que le moment 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 et instances tarifaires, de même que les résultats, les échéances et les incidences prévus de ceux-ci, y compris ceux liés à l'entreprise de distribution et de stockage de gaz.

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 et les avantages prévus en découlant; les lois gouvernementales; les litiges; les notations; le financement des projets d'investissement; 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; 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 législatifs et réglementaires et des décisions réglementaires; des litiges; des acquisitions; 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; de notre capacité de maintenir une assurance adéquate à l'avenir, à des taux ou à d'autres conditions que nous jugeons raisonnables sur le plan commercial; ainsi que de l'offre et la demande et des prix des 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 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 331	2 450		4 924	4 854
Transport de gaz	1 442	2 095		2 915	3 360
Distribution et stockage de gaz	510	567		2 110	1 332
Production d'énergie renouvelable	109	138		332	395
Éliminations et divers	1 167	(155)		1 207	(797)
BAIIA	5 559	5 095		11 488	9 144
Amortissement	(1 391)	(1 273)		(2 799)	(2 466)
Charge d'intérêts	(1 181)	(1 082)		(2 515)	(1 987)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(666)	(739)		(1 363)	(1 125)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(42)	(58)		(168)	(111)
Dividendes sur les actions privilégiées	(102)	(95)		(205)	(188)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	2 177	1 848		4 438	3 267

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	2 336	2 456		4 957	4 916
Transport de gaz	1 384	1 082		2 823	2 356
Distribution et stockage de gaz	840	567		2 440	1 332
Production d'énergie renouvelable	120	147		361	426
Éliminations et divers	(36)	83		(109)	259
BAIIA ajusté	4 644	4 335		10 472	9 289
Amortissement	(1 441)	(1 317)		(2 900)	(2 551)
Charge d'intérêts	(1 213)	(1 098)		(2 474)	(2 111)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(429)	(520)		(1 138)	(1 127)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(41)	(57)		(95)	(109)
Dividendes sur les actions privilégiées	(102)	(95)		(205)	(188)
Bénéfice ajusté	1 418	1 248		3 660	3 203
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,65	0,58		1,68	1,50

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	5 559	5 095		11 488	9 144
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(1 323)	226		(1 481)	1 013
Coûts de cessation d'emploi	--	--		--	105
Gain à l'extinction de dette	--	--		(25)	--
Gain à la vente d'actifs	--	(1 092)		(114)	(1 092)
Perte de couverture réalisée	--	--		139	--
Perte de valeur d'actifs	330	--		330	--
Autres	78	106		135	119
Total des éléments d'ajustement	(915)	(760)		(1 016)	145
BAIIA ajusté	4 644	4 335		10 472	9 289
Amortissement	(1 391)	(1 273)		(2 799)	(2 466)
Charge d'intérêts	(1 181)	(1 081)		(2 515)	(1 986)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(666)	(739)		(1 363)	(1 125)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(42)	(58)		(168)	(111)
Dividendes sur les actions privilégiées	(102)	(95)		(205)	(188)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement	(50)	(44)		(101)	(85)
Charge d'intérêts	(32)	(17)		41	(125)
Charge d'impôts sur les bénéfices	237	219		225	(2)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	1	1		73	2
Bénéfice ajusté	1 418	1 248		3 660	3 203
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,65	0,58		1,68	1,50

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	2 336	2 456		4 957	4 916
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	33	29		38	(6)
Autres	(38)	(35)		(71)	(56)
Total des ajustements	(5)	(6)		(33)	(62)
BAIIA	2 331	2 450		4 924	4 854

TRANSPORT DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 384	1 082		2 823	2 356
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	40	--		(21)	(17)
Gain à la vente d'actifs	--	1 063		87	1 063
Autres	18	(50)		26	(42)
Total des ajustements	58	1 013		92	1 004
BAIIA	1 442	2 095		2 915	3 360

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	840	567		2 440	1 332
Perte de valeur d'actifs	(330)	--		(330)	--
Total des ajustements	(330)	--		(330)	--
BAIIA	510	567		2 110	1 332

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	120	147		361	426
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	--	(26)		105	(39)
Perte de couverture réalisée	--	--		(139)	--
Gain à la vente d'actifs	--	29		27	29
Autres	(11)	(12)		(22)	(21)
Total des ajustements	(11)	(9)		(29)	(31)
BAIIA	109	138		332	395

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(36)	83		(109)	259
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	1 216	(211)		1 286	(933)
Gain à l'extinction de dette	--	--		25	--
Coûts de cessation d'emploi	--	--		--	(105)
Autres	(13)	(27)		5	(18)
Total des ajustements	1 203	(238)		1 316	(1 056)
BAIIA	1 167	(155)		1 207	(797)

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

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie nettes liées aux activités d'exploitation	3 238	2 814		6 291	5 965
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	(58)	207		841	507
	3 180	3 021		7 132	6 472
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^2	(95)	(88)		(195)	(166)
Dividendes sur les actions privilégiées	(104)	(95)		(206)	(188)
Investissements de maintien	(316)	(262)		(545)	(458)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits	43	8		53	36
Coûts de cessation d'emploi, déduction faite des impôts	--	--		--	91
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^2	208	197		396	476
Autres éléments	(13)	77		45	58
FTD	2 903	2 858		6 680	6 321

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.