Enbridge déclare de solides résultats pour le troisième trimestre, annonce des investissements relutifs et confirme ses prévisions financières pour 2025

CALGARY, AB, le 7 nov. 2025 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX: ENB) (NYSE: ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le troisième 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 attribuable aux actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 0,7 G$, ou 0,30 $ par action ordinaire, pour le troisième trimestre, comparativement à un bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 1,3 G$, ou 0,59 $, par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté* de 1,0 G$, ou 0,46 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,2 G$, ou 0,55 $ par action ordinaire en 2024
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 4,3 G$, comparativement à 4,2 G$ en 2024
• Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2,9 G$, comparativement à 3,0 G$ en 2024
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,6 G$, soit le même montant qu'en 2024
• Confirmation des prévisions financières pour l'exercice 2025 et des perspectives financières pluriannuelles
• Approbation du pipeline de raccordement du sud de l'Illinois reliant Wood River à Patoka, en Illinois, assurant le transport sur de longues distances de volumes contractuels de 100 kb/j vers Nederland, au Texas, grâce à une expansion de 30 kb/j sur Express-Platte et utilisant une capacité existante de 70 kb/j sur Spearhead, au coût de 0,5 G$ US
• Approbation de l'expansion du réseau pipelinier Canyon pour desservir le projet extracôtier Tiber de bp pour un coût supplémentaire de 0,3 G$ US
• Approbation de l'expansion des installations de stockage de gaz naturel d'Egan et de Moss Bluff pour répondre à la demande croissante de gaz naturel sur la côte américaine du golfe, ajoutant une capacité supplémentaire de 23 Gpi³, au coût de 0,5 G$ US, réalisée par étapes de 2028 à 2033
• Approbation du projet d'amélioration d'Algonquin Gas Transmission (« AGT ») de 0,3 G$ US pour répondre à la demande croissante de gaz naturel à l'échelle locale
• Approbation du pipeline Eiger Express, de concert avec nos coentrepreneurs, ajoutant jusqu'à 2,5 Gpi³/j de capacité de transport depuis le bassin permien dans le tracé existant de Matterhorn Express
• Conclusion de r èglements tarifaires positifs pour Enbridge Gas North Carolina et Enbridge Gas Utah
• Approbation du carrefour de CO₂ Pelican en Louisiane, en partenariat avec Occidental Petroleum Corporation (« Oxy »), au coût de 0,3 G$ US
• Ratio de la dette/BAIIA* de 4,8 fois en fin de trimestre

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

« La demande d'énergie continue de croître en Amérique du Nord et au-delà. Nous disposons d'abondantes ressources naturelles à l'échelle de l'Amérique du Nord. Enbridge est la seule entreprise disposant d'une empreinte importante et capable d'assurer la livraison de gaz, de liquides et d'énergie renouvelable à ses clients sur tout le continent et vers de nouveaux marchés. Notre approche globale nous permet de tirer parti de la demande croissante pour toutes les formes d'énergie, en assurant un service de premier choix à nos clients, aujourd'hui comme demain.

« Au cours du trimestre, l'utilisation élevée de nos réseaux nous a permis d'afficher un BAIIA record au troisième trimestre, et nous sommes bien positionnés pour atteindre nos prévisions financières pour un 20^e exercice consécutif. Nous avons également approuvé des projets attrayants d'une valeur de 3 G$, tirant parti de notre empreinte, de notre envergure et de notre diversification.

« Dans le secteur Oléoducs, nous avons rendu une décision d'investissement définitive positive pour le projet de raccordement du sud de l'Illinois, qui s'appuie sur des contrats à long terme visant 100 kb/j pour un service d'acheminement complet entre l'Ouest canadien et Nederland, au Texas. Le projet comprend une expansion de 30 kb/j du réseau Express-Platte et l'ajout d'une canalisation sur 56 milles pour relier Wood River à Patoka, en Illinois, ainsi que l'utilisation de 70 kb/j de la capacité existante du pipeline Spearhead. Pour ce qui est de l'avenir, nous faisons aussi progresser des occasions d'expansion d'une capacité supplémentaire de 400 kb/j afin de rehausser la capacité de transport depuis le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien vers les principaux marchés nord-américains du raffinage. La phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal, qui rehaussera la capacité de 150 kb/j, en est aux dernières étapes des négociations avec les clients, et nous prévoyons faire une annonce d'ici la fin de l'exercice. L'équipe fait également activement progresser la phase 2 du projet d'optimisation du réseau principal. En utilisant le réseau principal existant, en combinaison avec le pipeline Dakota Access[1], la phase 2 d'optimisation du réseau principal permettrait d'ajouter une capacité supplémentaire d'acheminement complet de 250 kb/j avant la fin de la décennie. Enbridge continuera d'assurer des expansions rapides et efficaces sur le plan financier afin de soutenir la croissance de ses clients.

« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons approuvé un investissement de 2 G$ pour l'ensemble de nos activités afin de soutenir la demande croissante de gaz naturel, d'électricité et de GNL. À la suite de deux appels au marché réussis, nous allons de l'avant avec l'expansion de 7 Gpi³ de Moss Bluff et l'expansion de 16 Gpi³ d'Egan. Une fois achevés, ces projets renforceront davantage la présence d'Enbridge en matière de stockage, qui offre déjà une souplesse essentielle pour le marché gazier tendu sur la côte américaine du golfe. Par ailleurs, nous élargissons le projet pipelinier extracôtier du réseau Canyon, annoncé antérieurement pour appuyer l'aménagement du projet Kaskida de bp, qui sera relié au projet d'aménagement Tiber récemment approuvé de bp. Plus tôt ce trimestre, nous avons annoncé le projet d'amélioration d'AGT, qui devrait assurer, aux termes de contrats à long terme, une capacité de livraison supplémentaire d'environ 75 Mpi³/j de gaz naturel jusqu'aux marchés du nord-est des États-Unis. Ce projet de 0,3 G$ US est conçu pour rehausser la fiabilité des approvisionnements et l'abordabilité en réduisant la volatilité des prix hivernaux pour les clients. Enfin, par le truchement de la coentreprise Matterhorn, nous avons rendu une décision d'investissement définitive quant au pipeline Eiger Express, conçu pour transporter jus qu'à 2,5 Gpi³/j de gaz naturel du bassin Permien jusqu'à la région de Katy, au Texas, afin de desservir le marché croissant de GNL sur la côte américaine du golfe.

« Dans le secteur Distribution de gaz, nous avons terminé notre première année complète comme propriétaire des trois services publics gaziers américains acquis en 2024. Nous demeurons très satisfaits de leur performance et nous avons maintenant réglé les dossiers tarifaires dans les trois principaux territoires. Au cours du troisième trimestre, Enbridge Gas North Carolina et Enbridge Gas Utah ont conclu des règlements tarifaires positifs. Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1^er novembre 2025 pour Enbridge Gas North Carolina et ils devraient entrer en vigueur le 1^er janvier 2026 pour Enbridge Gas Utah. À mesure que les investissements dans les centres de données continuent de s'accélérer, nous entrevoyons, pour notre entreprise de services publics, davantage de possibilités de croissance que ce que nous avions prévu initialement. Nos équipes de distribution de gaz font progresser des occasions de plus de 4 G$ liées aux centres de données et à la production d'électricité dans le cadre de 60 projets différents pour répondre aux besoins en énergie croissants de nos clients d'ici la fin de la présente décennie.  

« Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, des projets d'énergie solaire de plus de 1,4 GW devraient entrer en service d'ici 2027. Enbridge continuera d'investir habilement, en fournissant de l'énergie à un nombre croissant d'intervenants du domaine des technologies et des centres de données, notamment Meta et Amazon. Nous continuons de surveiller le contexte politique, mais nous ne prévoyons pas que nos projets approuvés ou en phase finale d'aménagement soient affectés par les changements apportés aux lois visant les crédits d'impôt pour la production d'énergie renouvelable.

« Nos quatre principaux secteurs d'activité continuent d'afficher de solides résultats et de générer de nouvelles occasions de croissance, ce qui renforce notre capacité de réussir sur plusieurs fronts. Depuis le début de l'exercice, le carnet de commandes garanti d'Enbridge s'est accru d'environ 7 G$. Nous avons désormais approuvé des projets de croissance d'une valeur de 35 G$ entrant en service d'ici 2030, et nous continuons d'entrevoir des perspectives de croissance annuelle de 5 % du BAIIA, du bénéfice par action et des FTD par action après 2026. Pour ce qui est de l'avenir, nous maintenons notre engagement à assurer une gestion rigoureuse des capitaux, à protéger le bilan et à faire croître notre dividende. Nous croyons que notre formule, qui repose sur la croissance régulière des flux de trésorerie et l'augmentation annuelle des dividendes, continuera de générer de solides rendements pour les actionnaires et de positionner Enbridge comme un placement de premier choix. »

__________________________________

1 Le pipeline Dakota Access est une coentreprise détenue à 38,2 % par Energy Transfer, à 27,6 % par Enbridge, à 25 % par Phillips 66 et à 9,2 % par MPLX.

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des périodes de neuf mois clos les 30 septembre 2025 et 2024 sont résumés dans le tableau ci‑dessous : 

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	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	682	1 293	5 120	4 560
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,30	0,59	2,34	2,12
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 868	2 973	9 159	8 938
BAIIA ajusté^1	4 267	4 201	14 739	13 490
Bénéfice ajusté^1	997	1 194	4 657	4 397
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,46	0,55	2,14	2,05
Flux de trésorerie distribuables^1	2 566	2 596	9 246	8 917
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 181	2 177	2 180	2 147

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

Au troisième trimestre de 2025, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de 0,6 G$, ou 0,29 $ par action, par rapport à celui de la période correspondante de 2024. Ce recul 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'aux facteurs d'exploitation trimestriels décrits ci‑dessous.

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 troisième 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 troisième trimestre de 2025, le BAIIA ajusté a augmenté de 0,1 G$ comparativement à celui de la période correspondante de 2024. Cette hausse tient principalement à l'apport de l'acquisition d'Enbridge Gas North Carolina au quatrième trimestre de 2024, à la conclusion de contrats et de règlements tarifaires favorables pour nos actifs de transport de gaz aux États‑Unis, ainsi qu'à la mise en service du projet d'agrandissement de Venice de Texas Eastern. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'apport moins élevé du réseau de la côte du golfe et du milieu du continent au sein du secteur Oléoducs.

Au troisième trimestre de 2025, le bénéfice ajusté a diminué de 0,2 G$, ou 0,09 $ par action, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, contrebalancés par l'augmentation des coûts de financement et de la charge d'amortissement découlant de l'acquisition d'Enbridge Gas North Carolina et d'autres investissements en capital.

Au troisième 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. 

La rubrique Résultats financiers du troisième 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 septembre 2025, Enbridge Inc. a réalisé une émission de billets subordonnés hybrides de 30 ans d'un montant de 1,0 G$. Le produit de cette émission a servi à réduire la dette, à financer les dépenses en immobilisations et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.

En septembre 2025, Enbridge Gas Inc. a réalisé une émission de billets à moyen terme d'un montant de 800 M$, soit des billets de 10 ans d'un montant de 500 M$ et des billets de 30 ans d'un montant de 300 M$. Le produit de ces émissions a servi au refinancement de titres de créance d'Enbridge Gas Inc. à leur échéance.

À la fin du trimestre, le ratio dette/BAIIA de la société sur une période mobile de 12 mois était de 4,8 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 de nouveaux projets d'une valeur d'environ 3 G$ :

• pipeline de raccordement du sud de l'Illinois, d'un montant de 0,5 G$ US;
• réseau pipelinier Canyon, d'un montant de 0,3 G$ US;
• programme d'expansion des installations de stockage sur la côte américaine du golfe, d'un montant de 0,5 G$ US;
• amélioration d'AGT, d'un montant de 0,3 G$ US;
• carrefour de CO₂ Pelican, d'un montant de 0,3 G$ US;
• pipeline Eiger Express.

Le carnet de projets de croissance garantis s'établit désormais à environ 35 G$. Le financement du programme de croissance garanti devrait être assuré par la capacité d'investissement de croissance annuelle prévue de 9 G$ à 10 G$ de la société.

ACTUALITÉS DU TROISIÈME TRIMESTRE

Oléoducs : Pipeline de raccordement du sud de l'Illinois

Enbridge a approuvé la construction du pipeline de raccordement du sud de l'Illinois pour relier le pipeline Platte au pipeline de pétrole brut d'Energy Transfer (« ETCOP »), que nous détenons en propriété conjointe. Une fois achevé, le pipeline offrira aux expéditeurs une capacité de transport sur de longues distances de volumes contractuels de 100 kb/j, soit une capacité de transport supplémentaire de 30 kb/j depuis le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien par le truchement de l'expansion du réseau Express-Platte et l'utilisation de la capacité actuelle de 70 kb/j sur le pipeline Spearhead. Un nouveau pipeline, d'un diamètre de 24 pouces, reliera Wood River, en Illinois, à Patoka, en Illinois, sur une distance de 56 milles pour desservir Nederland, au Texas, dans la région de la côte américaine du golfe. Il sera détenu à 50 % conjointement avec Energy Transfer. De plus, de nouvelles stations de pompage ajouteront une capacité supplémentaire sur le réseau Platte. La capacité de 100 kb/j fait l'objet de contrats d'expédition ferme à long terme conclus avec des contreparties de premier ordre. Le projet, d'un coût estimatif de 0,5 G$ US, devrait entrer en service en 2028.

Oléoducs : Carrefour de CO₂ Pelican

Enbridge a conclu une entente définitive avec une filiale d'Oxy en vue de la conception, de la construction et de l'exploitation d'un carrefour de transport et de séquestration de 2,3 millions de tonnes métriques par an de CO₂ dans le corridor du fleuve Mississippi en Louisiane. La transaction a été structurée comme une coentreprise à parts égales prévoyant la gestion du pipeline par Enbridge et la gestion des activités de séquestration du carrefour de CO₂ par Oxy. Le projet est soutenu par un contrat d'achat ferme de 25 ans conclu avec une contrepartie de premier ordre. Enbridge prévoit que sa part du projet, qui devrait entrer en service en 2029, coûtera environ 0,3 G$ US.

Transport de gaz : Prolongement du réseau pipelinier Canyon pour desservir le projet extracôtier Tiber

Enbridge a proc édé à l'expansion du réseau pipelinier Canyon pour desservir l'installation de production extracôtière Tiber de bp au large de la côte américaine du golfe. Ce projet, qui s'appuie sur des contrats à long terme, prévoit le prolongement d'un oléoduc et d'un gazoduc. Le projet du réseau pipelinier Canyon avait déjà été approuvé pour appuyer l'exploitation extracôtière de Kaskida de bp; il comprend maintenant un nouvel oléoduc d'un diamètre de 24 à 26 po qui sera relié à la plateforme Green Canyon 19 de Shell Pipeline Company LP et un gazoduc d'un diamètre de 12 po qui reliera le pipeline de collecte de gaz Magnolia existant d'Enbridge aux installations de Tiber et de Kaskida . Le coût du projet de prolongement est prévu à 0,3 G$ US, ce qui portera à 1,0 G$ US le coût du réseau combiné; l'entrée en service est prévue pour 2029.

Transport de gaz : Programme d'accroissement de la capacité de stockage sur la côte américaine du golfe

Enbridge a approuv é l'expansion de deux installations de stockage de gaz naturel sur la côte américaine du golfe afin de soutenir la croissance de la demande d'électricité et du marché du GNL. La capacité des installations de stockage d'Egan sera augmentée en deux phases, la mise en service de la phase 1 de 8 Gpi³ étant prévue pour 2030. La construction comprendra l'aménagement de cavernes à proximité, ce qui ajoutera 16 Gpi³ à la capacité totale d'ici 2033. Enbridge a par ailleurs approuvé l'expansion des installations de stockage de Moss Bluff, qui devrait en augmenter la capacité de stockage de 7 Gpi³ et entrer en service en 2028. Ensemble, ces expansions offriront une capacité de stockage essentielle aux installations de GNL et de production d'électricité de la côte du golfe en période de forte demande. Le coût total des deux projets devrait s'élever à 0,5 G$ US.

Transport de gaz : Pipeline Eiger Express

Enbridge a annoncé qu'elle participerait à la construction du pipeline Eiger Express par le truchement de sa participation dans la coentreprise Matterhorn. Eiger, un pipeline conçu pour transporter jusqu'à 2,5 Gpi³/j de gaz naturel du bassin Permien jusqu'à la région de Katy, desservira le marché croissant de GNL de la côte américaine du golfe. Le projet est complémentaire aux actifs de la coentreprise Whistler et est soutenu par des contrats à long terme avec des contreparties principalement de catégorie investissement. Le projet devrait entrer en service en 2028.

Transport de gaz : Amélioration d'AGT

Enbridge a approuvé le projet d'amélioration de la fiabilité, de l'accessibilité et de la résilience d'Algonquin Gas Transmission (« amélioration d'AGT »), qui fournira environ 75 Mpi³/j de gaz naturel supplémentaire dans le nord-est des États-Unis dans le cadre de contrats à long terme avec des contreparties de catégorie investissement. Le réseau élargi rehaussera la fiabilité des approvisionnements et l'abordabilité en réduisant la volatilité des prix hivernaux pour les clients. Le projet, d'un coût estimatif de 0,3 G$ US, devrait entrer en service en 2029.

Distribution et stockage de gaz : Règlement tarifaire d'Enbridge Gas North Carolina

Enbridge a déposé un règlement stipulé conjoint dans le cadre du dossier tarifaire d'Enbridge Gas North Carolina, qui doit être approuvé par la North Carolina Utilities Commission. Les tarifs provisoires ont été approuvés et sont entrés en vigueur le 1^er novembre 2025. Par suite du règlement, le rendement des capitaux propres est passé de 9,60 % à 9,65 %, et la part des capitaux propres a augmenté pour passer de 52 % à 54 %, ce qui a donné lieu à une augmentation des besoins en produits annuels de 34 M$.

Distribution et stockage de gaz : Règlement tarifaire d'Enbridge Gas Utah

Enbridge a déposé un règlement concernant le dossier tarifaire d'Enbridge Gas Utah qui prévoit une augmentation des besoins en produits annuels de 62 M$. La Public Service Commission de l'Utah devrait rendre sa décision d'ici la fin de l'année, et les nouveaux tarifs devraient entrer en vigueur le 1^er janvier 2026.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2025 

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

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 283	2 325		7 207	7 179
Transport de gaz	1 270	1 146		4 185	4 506
Distribution et stockage de gaz	560	522		2 670	1 854
Production d'énergie renouvelable	89	102		421	497
Éliminations et divers	(379)	295		828	(502)
BAIIA ^1	3 823	4 390		15 311	13 534
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions      ordinaires	682	1 293		5 120	4 560
Entrées de trésorerie liées aux activités    d'exploitation	2 868	2 973		9 159	8 938

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

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 307	2 343		7 264	7 259
Transport de gaz	1 262	1 154		4 085	3 510
Distribution et stockage de gaz	560	522		3 000	1 854
Production d'énergie renouvelable	100	86		461	512
Éliminations et divers	38	96		(71)	355
BAIIA ajusté ^1	4 267	4 201		14 739	13 490
Bénéfice ajusté ^1	997	1 194		4 657	4 397

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

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 troisième trimestre de 2025 comparativement à celui du troisième trimestre de 2024 (1,36 $ 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 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 343	1 348		4 096	4 003
Réseau régional des sables bitumineux	236	223		729	693
Réseaux de la côte du golfe et du milieu du continent^1	319	364		1 052	1 227
Autres réseaux^2	409	408		1 387	1 336
BAIIA ajusté ^3	2 307	2 343		7 264	7 259

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 36 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :

• l'apport moindre du pipeline Flanagan Sud et du pipeline Spearhead.

Transport de gaz

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	1 070	946		3 339	2 786
Transport de gaz au Canada	122	101		439	395
Autres^1	70	107		307	329
BAIIA ajusté ^2	1 262	1 154		4 085	3 510

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 108 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :

• la conclusion de contrats favorables et le règlement satisfaisant des dossiers tarifaires pour certains de nos actifs de transport de gaz aux États‑Unis;
• l'apport du projet d'agrandissement de Venice mis en service au quatrième trimestre de 2024;
• l'apport des acquisitions d'une participation dans le pipeline Matterhorn Express au deuxième trimestre de 2025 et du pipeline de Delaware Basin Residue au quatrième trimestre de 2024; facteurs contrebalancés en partie par
• l'apport inférieur des actifs de gaz naturel renouvelable en raison de la baisse des prix des numéros d'identification renouvelables (« NIR ») et du moment des ventes des NIR.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario^1	292	297		1 660	1 370
Services publics gaziers aux États-Unis^1	258	217		1 308	445
Autres	10	8		32	39
BAIIA ajusté ^2	560	522		3 000	1 854

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 38 M$ au troisième trimestre par rapport à celui du troisième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'apport sur un trimestre complet de l'acquisition d'Enbridge Gas North Carolina; 
• la hausse des besoins en produits compte tenu de l'apport des investissements en capital d'Enbridge Gas Ohio.

En comparaison des prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence des conditions météorologiques sur le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario a été négligeable tant au troisième trimestre de 2025 qu'au troisième trimestre de 2024.

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA  ajusté ^1	100	86		461	512

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 augmenté de 14 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2024 en raison principalement de ce qui suit :

• l'apport accru lié à la hausse des produits tirés de la vente de certificats d'énergie renouvelable et à l'entrée en service du projet d'énergie solaire Orange Grove.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	89	96		314	381
(Pertes) gains réalisés sur le règlement de couvertures    de change	(51)	--		(385)	(26)
BAIIA ajusté ^1	38	96		(71)	355

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 58 M$ comparativement à celui du troisième 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 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions      en millions)
Oléoducs	2 307	2 343		7 264	7 259
Transport de gaz	1 262	1 154		4 085	3 510
Distribution et stockage de gaz	560	522		3 000	1 854
Production d'énergie renouvelable	100	86		461	512
Éliminations et divers	38	96		(71)	355
BAIIA ajusté ^1, 3	4 267	4 201		14 739	13 490
Investissements de maintien	(303)	(290)		(848)	(748)
Charge d'intérêts^1	(1 247)	(1 133)		(3 696)	(3 228)
Impôts exigibles^1	(154)	(176)		(771)	(597)
Distributions aux participations ne donnant pas    le contrôle^1	(81)	(79)		(276)	(245)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part    du bénéfice^1	138	109		335	347
Dividendes sur les actions privilégiées	(105)	(99)		(311)	(287)
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées    dans les produits^2	36	53		89	89
Autres ajustements hors trésorerie	15	10		(15)	96
FTD ^3	2 566	2 596		9 246	8 917
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires    en circulation	2 181	2 177		2 180	2 147

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 ».

Au troisième trimestre de 2025, les FTD ont diminué de 30 M$ comparativement à ceux du troisième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, facteurs annulés par :

• la hausse du capital de la dette, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts;
• l'accroissement des investissements de maintien liés aux actifs acquis et mis en service récemment.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants      par action)
BAIIA ajusté^1, 2	4 267	4 201		14 739	13 490
Amortissement	(1 453)	(1 368)		(4 353)	(3 919)
Charge d'intérêts^2	(1 256)	(1 150)		(3 730)	(3 261)
Charge d'impôts^2	(397)	(363)		(1 535)	(1 490)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(58)	(27)		(153)	(136)
Dividendes sur les actions privilégiées	(106)	(99)		(311)	(287)
Bénéfice ajusté ^1	997	1 194		4 657	4 397
Bénéfice ajusté par action ordinaire ^1	0,46	0,55		2,14	2,05

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 diminué de 197 M$ et le bénéfice ajusté par action a affiché un recul de 0,09 $ par rapport à ceux du troisième trimestre de 2024, principalement en raison de la hausse du BAIIA ajusté découlant des facteurs d'exploitation susmentionnés, facteurs contrebalancés par :

• la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs acquis et mis en service récemment;
• la hausse du capital de la dette, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts;
• l'augmentation des participations ne donnant pas le contrôle liée à la vente de la participation dans le réseau de Westcoast.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 7 novembre 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 troisième 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/209607087https://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 décembre 2025 aux actionnaires inscrits le 14 novembre 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	0,32411	$
Actions privilégiées, série H	0,38200	$
Actions privilégiées, série I^2	0,29980	$
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	0,31601	$
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	0,33719	$
Actions privilégiées, série 15^4	0,35163	$
Actions privilégiées, série 19	0,38825	$

1	Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,32515 $ à 0,32411 $ le 1^er septembre 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 0,30058 $ à 0,29980 $ le 1^er septembre 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 0,31696 $ à 0,31601 $ le 1^er septembre 2025, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.
4	Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 15 a augmenté, passant de 0,18644 $ à 0,35163 $ le 1^er septembre 2025, en raison du rajustement du taux de dividende annuel le 1^er septembre 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 pipeline de raccordement du sud de  l'Illinois, à l'agrandissement du réseau pipelinier Canyon, au programme d'accroissement de la capacité de stockage sur la côte américaine du golfe, au projet d'amélioration d'AGT et au carrefour de CO₂ Pelican; les caractéristiques, les avantages prévus, le financement et le moment de nos acquisitions, cessions et autres transactions, y compris les Acquisitions; les politiques gouvernementales en matière de commerce et les répercussions possibles des tarifs, droits, frais, sanctions économiques ou autres mesures commerciales annoncés et éventuels, ainsi que le moment de leur entrée en vigueur; 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 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 283	2 325		7 207	7 179
Transport de gaz	1 270	1 146		4 185	4 506
Distribution et stockage de gaz	560	522		2 670	1 854
Production d'énergie renouvelable	89	102		421	497
Éliminations et divers	(379)	295		828	(502)
BAIIA	3 823	4 390		15 311	13 534
Amortissement	(1 398)	(1 317)		(4 197)	(3 783)
Charge d'intérêts	(1 262)	(1 314)		(3 777)	(3 301)
Charge d'impôts	(316)	(312)		(1 679)	(1 437)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant      pas le contrôle	(59)	(56)		(227)	(167)
Dividendes sur les actions privilégiées	(106)	(98)		(311)	(286)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions    ordinaires	682	1 293		5 120	4 560

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants    par action)
Oléoducs	2 307	2 343		7 264	7 259
Transport de gaz	1 262	1 154		4 085	3 510
Distribution et stockage de gaz	560	522		3 000	1 854
Production d'énergie renouvelable	100	86		461	512
Éliminations et divers	38	96		(71)	355
BAIIA ajusté	4 267	4 201		14 739	13 490
Amortissement	(1 453)	(1 368)		(4 353)	(3 919)
Charge d'intérêts	(1 256)	(1 150)		(3 730)	(3 261)
Charge d'impôts	(397)	(363)		(1 535)	(1 490)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant    pas le contrôle	(58)	(27)		(153)	(136)
Dividendes sur les actions privilégiées	(106)	(99)		(311)	(287)
Bénéfice ajusté	997	1 194		4 657	4 397
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,46	0,55		2,14	2,05

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants      par action)
BAIIA	3 823	4 390		15 311	13 534
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste    valeur d'instruments dérivés	390	(271)		(1 091)	742
Coûts de cessation d'emploi	--	--		--	105
Gain à l'extinction de dette	--	--		(25)	--
Gain à la vente d'actifs	(16)	--		(130)	(1 092)
Perte de couverture réalisée	--	--		139	--
Perte de valeur d'actifs	--	--		330	--
Autres	70	82		205	201
Total des éléments d'ajustement	444	(189)		(572)	(44)
BAIIA ajusté	4 267	4 201		14 739	13 490
Amortissement	(1 398)	(1 317)		(4 197)	(3 783)
Charge d'intérêts	(1 262)	(1 312)		(3 777)	(3 298)
Charge d'impôts	(316)	(312)		(1 679)	(1 437)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant    pas le contrôle	(59)	(56)		(227)	(167)
Dividendes sur les actions privilégiées	(106)	(99)		(311)	(287)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement	(55)	(51)		(156)	(136)
Charge d'intérêts	6	162		47	37
Charge d'impôts	(81)	(51)		144	(53)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant    pas le contrôle	1	29		74	31
Bénéfice ajusté	997	1 194		4 657	4 397
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,46	0,55		2,14	2,05

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	2 307	2 343		7 264	7 259
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste      valeur d'instruments dérivés	16	26		54	20
Autres	(40)	(44)		(111)	(100)
Total des ajustements	(24)	(18)		(57)	(80)
BAIIA	2 283	2 325		7 207	7 179

TRANSPORT DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 262	1 154		4 085	3 510
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste      valeur d'instruments dérivés - prix des    marchandises	(9)	13		(30)	(4)
Gain à la vente d'actifs	16	--		103	1 063
Autres	1	(21)		27	(63)
Total des ajustements	8	(8)		100	996
BAIIA	1 270	1 146		4 185	4 506

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	560	522		3 000	1 854
Perte de valeur d'actifs	--	--		(330)	--
Total des ajustements	--	--		(330)	--
BAIIA	560	522		2 670	1 854

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	100	86		461	512
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste      valeur d'instruments dérivés	--	26		105	(13)
Perte de couverture réalisée	--	--		(139)	--
Gain à la vente d'actifs	--	--		27	29
Autres	(11)	(10)		(33)	(31)
Total des ajustements	(11)	16		(40)	(15)
BAIIA	89	102		421	497

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	38	96		(71)	355
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste      valeur d'instruments dérivés - taux de change	(452)	217		834	(716)
Gain à l'extinction de dette	--	--		25	--
Coûts de cessation d'emploi	--	--		--	(105)
Autres	35	(18)		40	(36)
Total des ajustements	(417)	199		899	(857)
BAIIA	(379)	295		828	(502)

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

	Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2025	2024		2025	2024
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie nettes liées aux activités    d'exploitation	2 868	2 973		9 159	8 938
Montant ajusté pour les variations des actifs    et des passifs d'exploitation^1	(102)	(155)		739	352
	2 766	2 818		9 898	9 290
Distributions aux participations ne donnant pas    le contrôle^2	(81)	(79)		(276)	(245)
Dividendes sur les actions privilégiées^2	(105)	(99)		(311)	(287)
Investissements de maintien	(303)	(290)		(848)	(748)
Éléments d'ajustement importants à l'égard    des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées    dans les produits	36	53		89	89
Coûts de cessation d'emploi, déduction faite    des impôts	--	4		--	95
Distributions provenant des participations dans des      satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^2	160	174		556	650
Autres éléments	93	15		138	73
FTD	2 566	2 596		9 246	8 917

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.