Enbridge déclare de solides résultats pour le troisième trimestre, met en service plus de 3 G$ de projets de transport de gaz et confirme ses prévisions financières pour 2026

CALGARY, AB, le 6 nov. 2026 /CNW/ -- Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le troisième trimestre de 2026, a confirmé ses prévisions financières pour 2026 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 porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR de 1,3 G$, ou 0,59 $ par action ordinaire, pour le troisième trimestre, comparativement à un bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR de 0,7 G$, ou 0,30 $ par action ordinaire, en 2025
• Bénéfice ajusté* de 1,1 G$, ou 0,49 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,0 G$, ou 0,46 $ par action ordinaire, en 2025
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 4,4 G$, comparativement à 4,3 G$ en 2025
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,7 G$, comparativement à 2,9 G$ en 2025
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,7 G$, comparativement à 2,6 G$ en 2025
• Confirmation des prévisions financières pour l'exercice 2026 et des perspectives financières à moyen terme
• Annonce de l'acquisition, pour 2,6 G$ US, de l'entreprise de pétrole brut de Tallgrass Energy LP (« Tallgrass »), ce qui élargira l'empreinte du secteur Oléoducs de la société pour y inclure une plateforme concurrentielle reliant les Rocheuses à Cushing, et du projet de croissance Pony Express 2 (« PXP2 ») de 0,3 G$ US
• Annonce et conclusion de l'acquisition, pour 0,6 G$ US, de l'entreprise de collecte de pétrole brut de Salt Creek Midstream, ce qui permet d'établir un nouveau service d'exportation de la tête de puits jusqu'au littoral dans le bassin permien en croissance
• Réalisation d'un placement d'actions ordinaires de 3,0 G$ visant à financer en partie les acquisitions de Tallgrass et de Salt Creek Midstream et à procurer la souplesse financière nécessaire au financement d'éventuelles occasions de croissance
• Conclusion d'un investissement initial de 0,7 G$ de KKR et d'Apollo et obtention d'un engagement supplémentaire de 2 G$ à l'appui des programmes d'expansion Aspen Point et Sunrise du réseau BC Pipeline de Westcoast
• Annonce d'une entente de 0,5 G$ US visant l'acquisition des actifs de Laramie Energy, ce qui procurera un approvisionnement supplémentaire en gaz naturel aux clients d'Enbridge Gas Utah dans le cadre d'un régime existant fondé sur le coût du service
• Approbation du projet d'expansion de Long Lake de 0,2 G$ visant à soutenir la croissance des activités de CNOOC Petroleum North America dans le nord de l'Alberta
• Mise en service de l'expansion Aspen Point de BC Pipeline et du projet Tennessee Ridgeline

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

« L'importance accordée à l'échelle mondiale à la sécurité, à la fiabilité et à l'abordabilité de l'énergie continue de renforcer la valeur des infrastructures stratégiquement positionnées d'Enbridge. Notre envergure, notre connectivité, notre base d'actifs diversifiée et notre approche globale en matière d'investissement énergétique nous permettent de répondre à la demande croissante d'énergie tout en créant une valeur prévisible à long terme pour nos clients et nos actionnaires. Alors que la demande d'énergie s'accélère, sous l'impulsion des infrastructures d'IA, de la fabrication de pointe et de la croissance économique plus générale, nos réseaux intégrés jouent un rôle de plus en plus important dans l'approvisionnement en énergie fiable et abordable dont nos clients ont besoin. Ces occasions continuent de se traduire par une croissance visible dans l'ensemble de nos secteurs d'activité. Notre carnet de projets de croissance garantis totalise 38 G$, et ce, même en ayant mis en service des projets achevés d'une valeur de 3 G$ au cours du trimestre. Au cours de l'exercice, nous avons constamment ajouté de nouveaux projets à notre carnet de projets, ce qui nous positionne favorablement pour atteindre notre objectif de 10 G$ à 20 G$ de nouveaux projets annoncés d'ici 2027. Notre solide éventail d'occasions de croissance interne est complété par trois acquisitions complémentaires relutives dans nos secteurs Oléoducs et Distribution de gaz, ce qui démontre les multiples avenues qui s'offrent à nous pour déployer le capital avec prudence et créer de la valeur à long terme pour les actionnaires.

« Dans le secteur Oléoducs, nous avons conclu deux transactions de façon à élargir notre empreinte de premier plan en Amérique du Nord. L'acquisition de l'entreprise de pétrole brut de Tallgrass Energy accroîtra notre présence dans les bassins de Bakken, de Powder River et de Denver-Julesburg grâce à l'ajout d'un pipeline visé en grande partie par des contrats et allant de Guernsey, au Wyoming, à Cushing, en Oklahoma. Cette acquisition devrait nous procurer un nouveau corridor à travers les Rocheuses aux États-Unis et complète nos actifs existants, notamment Express-Platte et Seaway. En octobre, nous avons conclu l'acquisition de l'entreprise de collecte de pétrole brut de Salt Creek Midstream, ce qui élargit notre position dans le bassin permien grâce à l'ajout d'une infrastructure de collecte de pétrole brut visée par des contrats à long terme située au cœur du bassin de Delaware. Combinés au transport sur notre pipeline Gray Oak et à l'exportation à notre centre énergétique Ingleside d'Enbridge, ces actifs de collecte forment une plateforme reliant la tête de puits au littoral. Nous avons également approuvé le projet d'expansion de Long Lake au sein de notre réseau régional des sables bitumineux de l'Alberta; sa mise en service est prévue en 2028. Le projet comprend une nouvelle canalisation latérale et un nouveau réservoir de stockage, de même qu'une augmentation de la capacité du pipeline Waupisoo et du prolongement du pipeline Wood Buffalo. Ensemble, ces investissements nous permettent de bâtir un réseau plus interconnecté, souple et résilient, qui offre aux clients de multiples voies d'acheminement depuis les principaux bassins de production jusqu'aux marchés clés de stockage, de raffinage et d'exportation. Ils démontrent également notre capacité à déployer de façon sélective du capital dans des actifs de grande qualité qui rehaussent notre empreinte existante, élargissent les options offertes aux clients et créent des occasions à long terme de croissance continue.

« Nous continuons d'observer un vaste éventail d'occasions de croissance de grande qualité dans notre secteur Transport de gaz, soutenues par l'accélération de la demande d'électricité et de GNL, qui accroît l'importance stratégique du transport et du stockage du gaz naturel. Au cours du trimestre, nous avons mis en service deux projets, soit Tennessee Ridgeline et l'expansion Aspen Point du réseau BC Pipeline. L'équipe se concentre sur l'exécution de notre portefeuille de projets approuvés de 15 G$ à l'échelle du continent, y compris l'expansion Sunrise de 4 G$ du réseau BC Pipeline et près de 90 Gpi³ de capacité de stockage de gaz naturel supplémentaire sur la côte américaine du golfe et en Colombie Britannique. Pour l'avenir, la vigueur soutenue de la demande de gaz naturel en Amérique du Nord continue d'alimenter un solide portefeuille de possibilités de croissance que nous faisons activement progresser. »

 « Dans le secteur Distribution et stockage de gaz, nous échangeons avec les clients, les producteurs d'électricité et les organismes de réglementation afin de déterminer les infrastructures nécessaires pour soutenir la croissance, tout en préservant l'abordabilité et la fiabilité pour les clients existants. Notre acquisition des actifs de Laramie Energy rehaussera l'approvisionnement en gaz naturel fondé sur le coût du service de Wexpro, ce qui améliorera l'abordabilité pour les clients d'Enbridge Gas Utah. En Ohio, nous avons déposé un dossier tarifaire visant l'application de nouveaux tarifs permettant de soutenir la poursuite des investissements dans la sécurité, la fiabilité et la modernisation de notre réseau. Ces investissements démontrent le rôle important que jouent nos services publics dans la livraison d'énergie abordable et fiable aux clients à l'échelle de l'Amérique du Nord.

« Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, les travaux de construction se poursuivent sur plus de 2 GW de capacité de production, et la deuxième phase du projet solaire Sequoia devrait être mise en service d'ici la fin de l'année. Depuis 2002, nous avons développé ce secteur pour atteindre une capacité de plus de 8 GW, et nous disposons d'un portefeuille supplémentaire de 1,5 GW d'occasions de croissance protégées actuellement en développement.

« Pour ce qui est de l'avenir, l'éventail d'occasions dans l'ensemble de nos secteurs d'activité demeure aussi solide qu'il l'est depuis des années. Grâce à notre empreinte importante, à un carnet de projets d'investissement garantis de 38 G$ et à une capacité d'investissement annuelle en croissance, nous sommes bien placés pour répondre à la hausse de la demande d'énergie. Nous continuons de mettre l'accent sur l'exécution de notre carnet de projets garantis et sur une meilleure visibilité de nos perspectives de croissance de 5 %. Nous faisons progresser la prochaine génération d'investissements dans le secteur de l'énergie dans les limites de notre capacité d'investissement annuelle de 10 G$ à 11 G$, tout en recyclant le capital de manière opportune, au moyen de transactions comme l'engagement de 2,7 G$ de KKR et Apollo dans le réseau de Westcoast. Nous sommes en bonne voie d'atteindre nos prévisions financières pour un 21e exercice consécutif, ce qui renforce la capacité d'Enbridge à afficher un bon rendement dans  diverses conditions macroéconomiques ainsi que notre proposition de placement de premier choix.

« Enfin, alors que je m'apprête à prendre ma retraite en janvier, je tiens à exprimer ma sincère reconnaissance à nos investisseurs et aux membres de la communauté financière pour leur précieux soutien au cours des deux dernières décennies, dans mes fonctions antérieures et actuelles. Ce fut un honneur de contribuer à bâtir une entreprise aussi remarquable au fil des ans. Au cours des quatre dernières années, nous avons été en mesure d'accroître de façon rentable la position d'Enbridge au Canada et aux États-Unis et de constituer un impressionnant carnet de projets de croissance à l'échelle de l'entreprise, qui continuera d'alimenter la croissance d'Enbridge et le rendement pour les investisseurs pendant de nombreuses années. Je suis ravi que Michele Harradence prenne la direction d'Enbridge en cette période riche en occasions. Michele est une leader chevronnée qui possède une connaissance approfondie de notre stratégie, de nos activités et de notre secteur, et j'ai pleinement confiance en sa capacité à diriger l'équipe d'Enbridge dans ce nouveau chapitre stimulant de sa croissance. Enfin, je tiens à remercier nos employés, nos clients et notre conseil d'administration de leur loyauté, de leur soutien et des formidables partenariats d'affaires noués au fil des ans. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des périodes de neuf mois clos les 30 septembre 2026 et 2025 sont résumés dans le tableau ci-dessous :

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2026	2025	2026	2025
(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	1 288	682	4 355	5 120
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,59	0,30	2,00	2,34
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 703	2 868	9 156	9 159
BAIIA ajusté^1	4 434	4 267	15 020	14 739
Bénéfice ajusté^1	1 074	997	4 586	4 657
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,49	0,46	2,10	2,14
Flux de trésorerie distribuables^1	2 689	2 566	9 488	9 246
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 192	2 181	2 186	2 180

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

Au troisième trimestre de 2026, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 0,6 G$, ou 0,29 $ par action, par rapport à celui de la période correspondante de 2025. Cette hausse est principalement attribuable aux variations latentes hors trésorerie de la valeur des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change, le risque de taux d'intérêt et le risque lié au prix des marchandises, déduction faite des impôts, ainsi qu'aux éléments du rendement de l'exploitation 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 2026 de la société, déposé de concert avec les états financiers du troisième trimestre, pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au troisième trimestre de 2026, le BAIIA ajusté a augmenté de 167 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2025. Cette hausse tient principalement aux produits plus élevés découlant des règlements tarifaires d'East Tennessee Natural Gas et de Texas Eastern Transmission, à l'augmentation de la composante capitaux propres de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction dans le secteur Transport de gaz, à la hausse des tarifs d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina découlant du règlement récent de dossiers tarifaires ainsi qu'à la majoration des tarifs et à l'accroissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario. Ces facteurs ont été annulés en partie par la baisse des volumes transportés sur les réseaux d'accès au marché dans le secteur Oléoducs et par la baisse des tarifs pour les livraisons effectuées par l'intermédiaire de la canalisation 9.

Le bénéfice ajusté a augmenté de 77 M$, ou 0,03 $ par action, au troisième trimestre de 2026, comparativement à celui de la période correspondante de 2025, principalement en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, annulés en partie par l'augmentation de la charge d'amortissement sur les actifs mis en service et par la hausse de la charge d'intérêts sur le solde de la dette plus élevé.

Au troisième trimestre de 2026, les FTD ont augmenté de 123 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2025, en raison surtout des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés et de la baisse des investissements de maintien liée aux initiatives d'économies à l'échelle de l'entreprise, annulés en partie par la hausse de la charge d'intérêts sur le solde de la dette plus élevé.

La rubrique Résultats financiers du troisième trimestre de 2026 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société confirme ses prévisions financières pour 2026, soit un BAIIA ajusté de 20,2 G$ à 20,8 G$ et des FTD par action de 5,70 $ à 6,10 $.

La société confirme également ses perspectives à moyen terme, soit un taux de croissance annuel composé moyen d'environ 5 % du BAIIA ajusté, des FTD par action et du bénéfice par action.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Le 28 octobre 2026, Enbridge Gas North Carolina a réalisé une émission de billets à moyen terme d'un montant de 500 M$ 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 cette émission a servi au refinancement de titres de créance d'Enbridge Gas North Carolina à leur échéance.

Le 14 septembre 2026, Enbridge a conclu un placement par voie de prise ferme de 44,7 millions d'actions ordinaires d'un montant de 3,0 G$, y compris l'option de surallocation de 15 % entièrement exercée par les preneurs fermes, afin d'atténuer le risque lié au plan de financement de l'acquisition des actifs pétroliers de Tallgrass Energy et de Salt Creek Midstream.

Le 17 août 2026, Enbridge Gas Ontario a réalisé une émission de billets à moyen terme d'un montant de 1,0 G$, soit des billets de 10 ans d'un montant de 600 M$ et des billets de 30 ans d'un montant de 400 M$. Le produit de cette émission a servi au refinancement de titres de créance d'Enbridge Gas Ontario à leur échéance. 

À la fin du troisième trimestre de 2026, le ratio dette/BAIIA de la société sur une période mobile de 12 mois était de 5,1 fois, légèrement au-dessus de la fourchette cible en raison du solde de la dette à la fin du trimestre assorti d'un taux de change de 1,42 $ CA/$ US, comparativement au BAIIA assorti d'un taux de change moyen sur une période mobile de 12 mois de 1,39 $ CA/$ US.

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

Enbridge a ajouté à son carnet de projets de croissance garantis des projets d'une valeur de 1 G$ par le truchement du projet PXP2, qui sera acquis dans le cadre de l'acquisition de Tallgrass, et l'expansion de Long Lake. L'expansion Aspen Point du réseau BC Pipeline de Westcoast et l'expansion Tennessee Ridgeline du pipeline East Tennessee Natural Gas sont toutes deux entrées en service au cours du trimestre et ont été retirées du carnet de projets garantis. 

Le carnet de projets de croissance garantis s'établit désormais à environ 38 G$. Le financement du programme de croissance garanti devrait être assuré par la capacité d'investissement de croissance annuelle prévue de 10 G$ à 11 G$ de la société.

ACTUALITÉS DU TROISIÈME TRIMESTRE

Oléoducs : Acquisition de l'entreprise de pétrole brut de Tallgrass Energy

Le 9 septembre, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente définitive visant l'acquisition de l'entreprise de pétrole brut de Tallgrass Energy pour une contrepartie en trésorerie de 2,55 G$ US, comprenant une participation de 75 % à titre d'exploitant dans le pipeline Pony Express, une participation de 51 % à titre d'exploitant dans le réseau Powder River Gateway, des installations de stockage de pétrole brut d'une capacité d'environ 8,4 millions de barils et l'entreprise de commercialisation de pétrole brut Stanchion, principalement chargée d'optimiser les actifs acquis. Pony Express est un réseau de pétrole brut d'une capacité de 460 kb/j, visé en grande partie par des contrats, qui dessert les zones d'approvisionnement des bassins de Bakken, de Powder River (« PRB ») et de Denver-Julesburg et qui est relié au carrefour de demande de Cushing, en Oklahoma. Le réseau Powder River Gateway comprend deux oléoducs de transport de pétrole brut sur courte distance offrant une capacité combinée d'environ 240 kb/j entre le bassin PRB et Guernsey, au Wyoming. La transaction comprend le projet de croissance PXP2, une expansion supplémentaire de 0,3 G$ US de Pony Express qui devrait en porter la capacité à environ 515 kb/j. Le projet PXP2 s'appuie sur des contrats d'achat ferme et devrait entrer en service à la fin de 2027. La clôture de la transaction est assujettie aux approbations réglementaires et à d'autres conditions de clôture.

Oléoducs : Acquisition de l'entreprise de collecte de pétrole brut de Salt Creek Midstream

Le 26 août, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente définitive visant l'acquisition de l'entreprise de collecte de pétrole brut de Salt Creek Midstream pour une contrepartie totale en trésorerie de 0,6 G$ US. L'acquisition comprend une participation de 100 % dans les réseaux de collecte Orla et Wink North et une participation de 50 % dans le réseau de collecte Delaware Crossing, y compris les terminaux de pétrole brut et l'infrastructure de stockage respectifs de chacun de ces réseaux. Les actifs s'appuient sur des ententes commerciales à long terme dont la durée résiduelle moyenne est d'environ 10 ans. La transaction a été conclue le 9 octobre.

Oléoducs : Expansion de Long Lake

Enbridge a approuvé le projet d'expansion de Long Lake, renforçant davantage la connectivité avec l'actif de sables bitumineux Long Lake de CNOOC Petroleum North America, en Alberta. Le projet comprend la construction d'une nouvelle canalisation latérale et d'un nouveau réservoir de stockage, ainsi que l'augmentation de la capacité du pipeline Waupisoo (canalisation 18) et du prolongement du pipeline Wood Buffalo (canalisation 45). Appuyé par des contrats d'achat ferme à long terme, le projet offrira une capacité supplémentaire pour soutenir la croissance de la production dans la région. Enbridge prévoit que le projet nécessitera un investissement de 0,2 G$ et qu'il sera mis en service en 2028.

Transport de gaz : Investissement de KKR dans Westcoast

Au cours du trimestre, Enbridge a conclu l'investissement annoncé précédemment de KKR et d'Apollo dans le réseau de Westcoast. Dans le cadre de la transaction, KKR et Apollo ont versé un apport d'environ 0,7 G$ à la clôture afin de financer les dépenses en immobilisations engagées à ce jour dans les programmes d'expansion Aspen Point et Sunrise, et se sont engagées à fournir environ 2,0 G$ supplémentaires afin de financer les dépenses en immobilisations futures supplémentaires liées à ces programmes d'expansion, en échange d'une participation minoritaire dans l'ensemble du réseau de Westcoast. À mesure que le capital sera apporté, la participation de KKR et d'Apollo dans le réseau de Westcoast augmentera jusqu'à atteindre 29 % à la mise en service de Sunrise en 2028. De plus, Enbridge conserve l'option de racheter la participation de KKR et d'Apollo dans le réseau à tout moment entre la septième et la quatorzième année suivant la clôture. Enbridge continuera de détenir une participation majoritaire dans le réseau et d'en assurer l'exploitation.

Distribution et stockage de gaz : Acquisition d'un approvisionnement en gaz pour Wexpro

Au cours du trimestre, Enbridge a conclu une entente visant l'acquisition de la quasi-totalité des actifs de Laramie Energy pour 485 M$ US ainsi que des paiements éventuels pouvant atteindre 65 M$ US. L'acquisition élargira la plateforme de production de gaz naturel de Wexpro et procurera à Enbridge Gas Utah un approvisionnement stable en gaz naturel fondé sur le coût du service. À la clôture, la transaction devrait accroître l'apport de Wexpro au portefeuille d'approvisionnement d'Enbridge Gas Utah et favoriser l'abordabilité et la fiabilité à long terme pour les clients. La clôture devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2026, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et des conditions de clôture habituelles.

Distribution et stockage de gaz : Stipulation tarifaire d'Enbridge Gas Ohio

Au cours du trimestre, Enbridge Gas Ohio a déposé une stipulation conclue avec les parties à sa procédure tarifaire en cours devant la Public Utilities Commission of Ohio. Une fois approuvée, la stipulation prévoira une augmentation des besoins en produits annuels d'environ 145 M$ US, une part des capitaux propres de 52,87 % et un rendement autorisé des capitaux propres de 9,59 %. Le dépôt favorise la poursuite des investissements dans la sécurité, la fiabilité et la modernisation du réseau, et fait progresser les programmes d'abordabilité et les mesures de soutien à la clientèle. La commission devrait rendre sa décision au plus tard au premier trimestre de 2027, et les nouveaux tarifs devraient entrer en vigueur le 1^er mars 2027.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2026

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
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs		2 133			2 283			6 713			7 207
Transport de gaz		1 458			1 270			4 461			4 185
Distribution et stockage de gaz		665			560			3 252			2 670
Production d'énergie renouvelable		113			89			419			421
Éliminations et divers		49			(379)			(571)			828
BAIIA^1		4 418			3 823			14 274			15 311
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		1 288			682			4 355			5 120
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation		2 703			2 868			9 156			9 159

^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
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs		2 206			2 307			6 850			7 264
Transport de gaz		1 427			1 262			4 366			4 085
Distribution et stockage de gaz		665			560			3 252			3 000
Production d'énergie renouvelable		127			100			460			461
Éliminations et divers		9			38			92			(71)
BAIIA ajusté^1		4 434			4 267			15 020			14 739
Bénéfice ajusté^1		1 074			997			4 586			4 657

^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 plus élevé (1,40 $ CA/$ US) au troisième trimestre de 2026 comparativement à celui du troisième trimestre de 2025 (1,38 $ 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.

Oléoducs

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2026^1			2025^1			2026^1			2025^1
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal et réseaux d'accès au marché^2		1 439			1 525			4 455			4 685
Réseau régional des sables bitumineux et réseau Express-Platte		350			358			1 091			1 083
Réseau de la côte du golfe et autres réseaux^3		417			424			1 304			1 496
BAIIA ajusté^4		2 206			2 307			6 850			7 264

^1	Depuis le 1^er janvier 2026, afin de mieux harmoniser sa structure organisationnelle, Enbridge a réorganisé les sous-secteurs d'activité de l'entreprise d'oléoducs. Les résultats de l'exercice antérieur ont été retraités pour tenir compte de ce changement.
^2	Comprend le réseau principal, le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Spearhead et le pipeline Seaway.
^3	Comprend le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II, le centre énergétique Ingleside d'Enbridge, le pipeline Southern Lights, le réseau Bakken et autres.
^4	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 101 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2025, principalement en raison de ce qui suit :

• la diminution des volumes transportés sur le réseau principal, déduction faite du partage des bénéfices, et la baisse des tarifs sur le réseau principal pour les livraisons effectuées par l'intermédiaire de la canalisation 9;
• l'apport moins élevé des réseaux d'accès au marché attribuable à une sous-utilisation de contrats d'acheminement vers la côte américaine du golfe, ces facteurs étant annulés en partie par
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2026, comparativement à la période correspondante de 2025.

Transport de gaz

	Trimestres clos les 30 septembre					Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025		2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis		1 164			1 070		3 515			3 339
Transport de gaz au Canada		150			122		515			439
Autres^1		113			70		336			307
BAIIA ajusté^2		1 427			1 262		4 366			4 085

^1	Le poste « Autres » comprend Tomorrow RNG, les actifs extracôtiers du golfe, notre placement dans DCP Midstream et autres.
^2	Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz a augmenté de 165 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2025, principalement en raison de ce qui suit :

• l'augmentation des produits découlant du règlement du dossier tarifaire d'East Tennessee et de la hausse préalablement approuvée des tarifs de Texas Eastern, ainsi que de la conclusion de contrats favorables pour Texas Eastern;
• l'augmentation de la composante capitaux propres de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction attribuable à la hausse des dépenses consacrées aux projets de croissance;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2026, comparativement à la période correspondante de 2025.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario^1		335			292			1 767			1 660
Services publics gaziers aux États-Unis^1		315			258			1 428			1 308
Autres		15			10			57			32
BAIIA ajusté^2		665			560			3 252			3 000

^1

Enbridge Gas Inc. exerce ses activités sous la dénomination Enbridge Gas Ontario. Les services publics gaziers aux États-Unis comprennent The 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 Incorporated (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 trimestre. 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.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 105 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2025, principalement en raison des facteurs suivants :

• la hausse des tarifs de base d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina découlant du règlement récent de dossiers tarifaires;
• la hausse des marges de distribution découlant de la hausse des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario, déduction faite du partage des bénéfices.

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 2026 qu'au troisième trimestre de 2025.

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1		127			100			460			461

^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 progressé de 27 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2025 en raison principalement de ce qui suit :

• l'apport de la première phase du projet d'énergie solaire Sequoia, mise en service en décembre 2025.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration		95			89			257			314
(Perte) gain réalisé sur le règlement de couvertures de change		(86)			(51)			(165)			(385)
BAIIA ajusté^1		9			38			92			(71)

^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 29 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2025, principalement en raison du facteur suivant :

• la hausse des pertes de change réalisées sur le règlement de couvertures en 2026.

Flux de trésorerie distribuables

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Oléoducs		2 206			2 307			6 850			7 264
Transport de gaz		1 427			1 262			4 366			4 085
Distribution et stockage de gaz		665			560			3 252			3 000
Production d'énergie renouvelable		127			100			460			461
Éliminations et divers		9			38			92			(71)
BAIIA ajusté^1, 3		4 434			4 267			15 020			14 739
Investissements de maintien		(231)			(303)			(676)			(848)
Charge d'intérêts^1		(1 287)			(1 247)			(3 817)			(3 696)
Impôts exigibles^1		(174)			(154)			(755)			(771)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable^1		(109)			(81)			(324)			(276)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1		164			138			411			335
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(105)			(319)			(311)
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2		27			36			(14)			89
Autres ajustements hors trésorerie^1		(28)			15			(38)			(15)
FTD^3		2 689			2 566			9 488			9 246
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation		2 192			2 181			2 186			2 180

^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 2026, les FTD ont augmenté de 123 M$ comparativement à ceux du troisième trimestre de 2025, en raison des facteurs susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté et des facteurs suivants :

• la baisse des investissements de maintien découlant des initiatives de réduction des coûts à l'échelle de l'entreprise, ce facteur étant annulé en partie par
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant des émissions de titres de créance supplémentaires;
• la hausse de la composante capitaux propres hors trésorerie de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction à l'égard des projets réglementés en construction du secteur Transport de gaz.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1, 2		4 434			4 267			15 020			14 739
Amortissement		(1 545)			(1 453)			(4 512)			(4 353)
Charge d'intérêts^2		(1 294)			(1 256)			(3 835)			(3 730)
Charge d'impôts^2		(368)			(397)			(1 569)			(1 535)
Participations ne donnant pas le contrôle et participation ne donnant pas le contrôle rachetable^2		(46)			(58)			(199)			(153)
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(106)			(319)			(311)
Bénéfice ajusté^1		1 074			997			4 586			4 657
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1		0,49			0,46			2,10			2,14

^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 77 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,03 $ par rapport à ceux du troisième trimestre de 2025, en raison des facteurs susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, qui sont contrebalancés en partie par :

• la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs mis en service depuis le troisième trimestre de 2025;
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant des émissions de titres de créance supplémentaires.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 6 novembre 2026 à 9 h, heure de l'Est, pour faire le point sur la situation de la société et passer en revue les résultats du troisième trimestre de 2026. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 833 769-6440 (Canada) ou le 1 833 461-5787 (États-Unis). La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/592815862/. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion 15 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 1 833 769-6440 (Canada) ou le 1 833 461-5787 (États-Unis) (code d'identification : 592815862).

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 3 novembre 2026, le conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes sont payables le 1^er décembre 2026 aux actionnaires inscrits le 13 novembre 2026.

	Dividende par action
Actions ordinaires	0,9700	$
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	0,29918	$
Actions privilégiées, série H	0,38200	$
Actions privilégiées, série I^2	0,27487	$
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	0,29108	$
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	0,35163	$
Actions privilégiées, série 19	0,38825	$

^1	Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,30247 $ à 0,29918 $ le 1^er septembre 2026, 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 0,27789 $ à 0,27487 $ le 1^er septembre 2026, 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 0,29427 $ à 0,29108 $ le 1^er septembre 2026, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel.

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 2026 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'expansion de Long Lake; les caractéristiques, les avantages prévus, le financement et le moment de nos acquisitions, cessions et autres transactions, y compris en ce qui concerne la convention d'acquisition de l'entreprise de pétrole brut de Tallgrass, l'acquisition de l'entreprise de collecte de pétrole brut de Salt Creek, l'acquisition potentielle des actifs de Laramie Energy et l'investissement de KKR et d'Apollo dans le réseau de Westcoast; 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 Enbridge Gas Ohio.

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; la transition énergétique, y compris ses moteurs et le rythme auquel elle s'effectue; la croissance économique et le commerce à l'échelle mondiale; l'utilisation prévue de nos actifs; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; les lois fiscales et les taux d'imposition; l'évolution des politiques gouvernementales en matière de commerce, y compris les tarifs, droits, frais, sanctions économiques ou autres mesures commerciales annoncés et éventuels; 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 et les décisions d'investissement définitives; 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; 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; 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 et des conflits géopolitiques mondiaux; 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. 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 à la Bourse de Toronto (« TSX ») et à la Bourse 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, aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable 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 et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable, 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
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs		2 133			2 283			6 713			7 207
Transport de gaz		1 458			1 270			4 461			4 185
Distribution et stockage de gaz		665			560			3 252			2 670
Production d'énergie renouvelable		113			89			419			421
Éliminations et divers		49			(379)			(571)			828
BAIIA		4 418			3 823			14 274			15 311
Amortissement		(1 490)			(1 398)			(4 352)			(4 197)
Charge d'intérêts		(1 049)			(1 262)			(3 666)			(3 777)
Charge d'impôts		(438)			(316)			(1 467)			(1 679)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(46)			(59)			(115)			(227)
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(106)			(319)			(311)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		1 288			682			4 355			5 120

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs		2 206			2 307			6 850			7 264
Transport de gaz		1 427			1 262			4 366			4 085
Distribution et stockage de gaz		665			560			3 252			3 000
Production d'énergie renouvelable		127			100			460			461
Éliminations et divers		9			38			92			(71)
BAIIA ajusté		4 434			4 267			15 020			14 739
Amortissement		(1 545)			(1 453)			(4 512)			(4 353)
Charge d'intérêts		(1 294)			(1 256)			(3 835)			(3 730)
Charge d'impôts		(368)			(397)			(1 569)			(1 535)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable		(46)			(58)			(199)			(153)
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(106)			(319)			(311)
Bénéfice ajusté		1 074			997			4 586			4 657
Bénéfice ajusté par action ordinaire		0,49			0,46			2,10			2,14

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA		4 418			3 823			14 274			15 311
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés		--			390			496			(1 091)
Gain à la vente d'actifs		--			(16)			--			(130)
Perte de couverture réalisée		--			--			--			139
Perte de valeur d'actifs		--			--			--			330
Autres		16			70			250			180
Total des éléments d'ajustement		16			444			746			(572)
BAIIA ajusté		4 434			4 267			15 020			14 739
Amortissement		(1 490)			(1 398)			(4 352)			(4 197)
Charge d'intérêts		(1 049)			(1 262)			(3 666)			(3 777)
Charge d'impôts		(438)			(316)			(1 467)			(1 679)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable		(46)			(59)			(115)			(227)
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(106)			(319)			(311)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement		(55)			(55)			(160)			(156)
Charge d'intérêts		(245)			6			(169)			47
Charge d'impôts		70			(81)			(102)			144
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		--			1			(84)			74
Bénéfice ajusté		1 074			997			4 586			4 657
Bénéfice ajusté par action ordinaire		0,49			0,46			2,10			2,14

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
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté		2 206			2 307			6 850			7 264
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés		(109)			16			(29)			54
Autres		36			(40)			(108)			(111)
Total des ajustements		(73)			(24)			(137)			(57)
BAIIA		2 133			2 283			6 713			7 207

TRANSPORT DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté		1 427			1 262			4 366			4 085
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés		25			(9)			61			(30)
Gain à la vente d'actifs		--			16			--			103
Autres		6			1			34			27
Total des ajustements		31			8			95			100
BAIIA		1 458			1 270			4 461			4 185

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté		665			560			3 252			3 000
Perte de valeur d'actifs		--			--			--			(330)
Total des ajustements		--			--			--			(330)
BAIIA		665			560			3 252			2 670

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté		127			100			460			461
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés		--			--			--			105
Perte de couverture réalisée		--			--			--			(139)
Gain à la vente d'actifs		--			--			--			27
Autres		(14)			(11)			(41)			(33)
Total des ajustements		(14)			(11)			(41)			(40)
BAIIA		113			89			419			421

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 septembre						Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté		9			38			92			(71)
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change		62			(452)			(560)			834
Autres		(22)			35			(103)			65
Total des ajustements		40			(417)			(663)			899
BAIIA		49			(379)			(571)			828

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
		2026			2025			2026			2025
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie nettes liées aux activités d'exploitation		2 703			2 868			9 156			9 159
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1		276			(102)			963			739
		2 979			2 766			10 119			9 898
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable		(109)			(81)			(324)			(276
Dividendes sur les actions privilégiées		(107)			(105)			(319)			(311
Investissements de maintien		(231)			(303)			(676)			(848
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits		27			36			(14)			89
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatif^2		224			160			649			556
Autres éléments		(94)			93			53			138
FTD		2 689			2 566			9 488			9 246

^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.