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2月前
Enbridge Reports Strong First Quarter Results, Reaffirms 2026 Financial Guidance, and Grows Secured Backlog to $40 BillionMay 8, 2026 7:00 AM
PR Newswire (US) CALGARY, AB, May 8, 2026 /PRNewswire/ - Enbridge Inc. (Enbridge or the Company) (TSX: ENB) (NYSE: ENB) today reported first quarter 2026 financial results, reaffirmed its 2026 financial guidance and provided a quarterly business update.Highlights
(All financial figures are unaudited and in Canadian dollars unless otherwise noted. * identifies non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.)First quarter GAAP earnings attributable to common shareholders of $1.7 billion or $0.77 per common share, compared with GAAP earnings attributable to common shareholders of $2.3 billion or $1.04 per common share in 2025Adjusted earnings* of $2.1 billion or $0.98 per common share*, compared with $2.2 billion or $1.03 per common share in 2025Adjusted earnings before interest, income taxes and depreciation and amortization (EBITDA)* of $5.8 billion, in-line with 2025Cash provided by operating activities of $2.3 billion, compared with $3.1 billion in 2025Distributable cash flow (DCF)* of $3.9 billion, compared with $3.8 billion in 2025Reaffirmed 2026 full year financial guidance and multi-year financial outlookSanctioned US$0.7 billion Cone project, a 300 MW onshore wind facility in Texas supporting Meta Platforms, Inc. (Meta)'s data center operations under a long-term power purchase agreementSanctioned US$0.4 billion Tres Palacios expansion, adding 25 Bcf of incremental natural gas storage capacity to serve rising export demand in the U.S. Gulf CoastSanctioned US$0.1 billion expansion of the Vector Pipeline, adding 400 MMcf/d of westbound capacity to the system under long-term contractsAnnounced an 8 Bcf expansion of unregulated natural gas storage at the Dawn Hub in OntarioAnnounced binding open seasons on the Flanagan South Pipeline (FSP) and Southern Access Extension Pipeline (SAX), supporting Mainline Optimization Phase 2Completed successful open season on the Spearhead Pipeline, substantially extending commitments beyond 2030CEO COMMENT
Greg Ebel, President and CEO commented the following:"The past several months have presented some of the most volatile and complex conditions the global energy sector has faced in decades. Commodity price fluctuations, rapidly shifting geopolitical dynamics, and unprecedented supply disruptions have significantly impacted the energy landscape. Throughout this period, Enbridge—alongside the North American energy industry—has continued to deliver critical energy to homes and businesses around the world."I am proud of the consistency of our performance this quarter, which once again reflects the strength of our diversified, low-risk business model. Mainline volumes averaged 3.2 million barrels per day and the system has been apportioned all year, highlighting sustained supply and demand from our upstream and downstream partners. In April, we amended presidential permits for a series of pipelines, providing additional operational flexibility and supporting future expansions. We also launched open seasons on the Flanagan South and Southern Access pipelines to support Mainline Optimization Phase 2, advancing an additional 250 kbpd of egress capacity from Canada."Across our Gas Transmission business, we are advancing high-quality growth projects, including a 25 Bcf expansion to the Tres Palacios storage facility to offer supply optionality to customers and serve demand needs from the significant growth in LNG and power generation facilities entering service across the Gulf. In the Midwest, we sanctioned an expansion to the Vector Pipeline, adding 400 MMcf/d of westbound capacity to meet growing utility demand. Lastly, in British Columbia we received federal approval for the $4 billion T-South Sunrise Expansion, and the liquefaction module was delivered to the Woodfibre LNG site, marking an important milestone for the facility."Our Gas Distribution and Storage business continues to be a steady area of growth, driven by our U.S. utilities with an expected 8%+ rate base compound annual growth rate through the decade. New rates are in effect for Enbridge Gas Utah and North Carolina, and a new rate case in Ohio is in progress. In Ontario, we are adding 8 Bcf of unregulated natural gas storage at the Dawn Hub to strengthen system flexibility in the region and serve rising power generation demand needs."Lastly, in our Power segment we sanctioned the 300 MW Cone onshore wind project in Texas supporting Meta. This brings our partnership with Meta to over 1 GW of combined power generation, and we see meaningful opportunities to further deepen this relationship over time."North America's role in the global energy system has become increasingly critical. Recent geopolitical developments, including the conflict involving Iran, have reinforced the importance of energy security, positioning both Canada and the United States to increasingly supply reliable energy to global markets. We believe Enbridge can play a major role in the global energy markets with a broad and growing set of opportunities driven by increasing domestic power demand, new LNG infrastructure, and rising crude oil production across our footprint. Today, our secured capital backlog is $40 billion, and we are actively advancing approximately $50 billion of unsanctioned opportunities aligned with the structural shifts we are seeing across the energy landscape."Looking ahead, we remain committed to working collaboratively with policymakers and regulators to advance essential energy infrastructure across North America under our all-of-the-above approach to energy investment. This is a pivotal moment for our industry, and Enbridge is exceptionally well positioned to deploy its $10 to $11 billion annual investment capacity to generate durable, long-term value for shareholders while delivering safe and reliable service to our customers and communities. We're on track to meet our financial guidance once again this year, and maintained our dividend aristocrat status with another year of dividend increases, further reinforcing our status as a first-choice investment opportunity."FINANCIAL RESULTS SUMMARYFinancial results for the three months ended March 31, 2026 and 2025 are summarized in the table below:
Three months ended
March 31,
20262025(unaudited; millions of Canadian dollars, except per share amounts; number of shares in millions)
GAAP Earnings attributable to common shareholders1,6712,261GAAP Earnings per common share0.771.04Cash provided by operating activities2,3423,053Adjusted EBITDA15,8105,828Adjusted Earnings12,1302,242Adjusted Earnings per common share10.981.03Distributable Cash Flow13,8513,777Weighted average common shares outstanding2,1822,1791Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.GAAP earnings attributable to common shareholders for the first quarter of 2026 decreased by $0.6 billion, or $0.27 per share, compared with the same period in 2025. This decrease was primarily due to non-cash, unrealized changes in the value of derivative financial instruments used to manage foreign exchange, interest rate and commodity price risks. In addition, operating performance discussed below contributed to the lower earnings.The period-over-period comparability of GAAP earnings attributable to common shareholders is impacted by certain unusual, infrequent or other non-operating factors which are noted in the reconciliation schedule included in Appendix A of this news release. Refer to the Company's Management's Discussion & Analysis for Q1 2026 filed in conjunction with the quarter-end financial statements for a detailed discussion of GAAP financial results.Adjusted EBITDA in the first quarter of 2026 decreased by $18 million compared with the same period in 2025. This was due primarily to the absence in 2026 of equity earnings related to investment tax credits from our investment in Fox Squirrel Solar in Renewable Power, as well as the absence in 2026 of the litigation settlement in Liquids Pipelines. This was partially offset by higher contributions from our Gas Distribution and Storage segment due to higher rates from escalators at Enbridge Gas Ontario and higher rates at Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina as a result of recent rate case settlements, as well as higher contributions from our U.S. Gas Transmission assets primarily due to favorable contracting.Adjusted earnings in the first quarter of 2026 decreased by $112 million, or $0.05 per share, compared with the same period in 2025, due to EBITDA factors discussed above and higher depreciation due to assets placed into service and higher income tax due to the absence of investment tax credits in 2026.DCF for the first quarter of 2026 increased $74 million compared with the same period in 2025, due primarily to higher cash distributions in excess of equity earnings due to the absence of the litigation settlement earnings in Liquids Pipelines and lower current taxes driven by higher U.S. tax depreciation. This was partially offset by lower other receipts of cash not recognized in revenue from higher recognition of earnings on certain make-up rights and the EBITDA factors discussed above.Detailed financial information and analysis can be found below under First Quarter 2026 Financial Results.FINANCIAL OUTLOOKThe Company reaffirms its 2026 financial guidance for adjusted EBITDA between $20.2 billion and $20.8 billion and DCF per share between $5.70 and $6.10.The Company also reaffirms its post-2026 adjusted EBITDA, DCF per share, and EPS near-term average compound annual growth rate of approximately 5%.FINANCING UPDATEIn February 2026, Enbridge Inc. issued $2 billion of medium-term notes consisting of $850 million of 5-year notes, $850 million of 10-year notes, and $300 million of 30-year notes. In March 2026, Enbridge Inc. issued US$2 billion of medium term notes consisting of US$1 billion of 5-year notes and US$1 billion of 10-year notes.Proceeds from these offerings were used to pay down existing indebtedness, finance capital expenditures, and for general corporate purposes.The Company's rolling 12-month Debt-to-EBITDA metric at the end of the first quarter of 2026 was 5.0x, in-line with our Debt-to-EBITDA target range of 4.5-5.0x.SECURED GROWTH PROJECT EXECUTION UPDATEEnbridge added approximately $2 billion of projects to its secured growth backlog this quarter, comprised of the Cone onshore wind project, the Tres Palacios storage expansion, the Vector Pipeline westbound expansion, and the Dawn Hub storage expansion. In addition, the Enbridge Ingleside Energy Center Phase VII storage expansion and Gray Oak pipeline expansion entered service.The secured growth backlog now sits at approximately $40 billion. Financing of the secured growth program is expected to be provided through the Company's anticipated $10 to $11 billion of annual growth capital investment capacity.FIRST QUARTER BUSINESS UPDATESLiquids Pipelines: Open Season UpdatesSupporting Mainline Optimization Phase 2, Enbridge has announced binding open seasons for long-term contracted service on FSP and SAX, intended to offer incremental Western Canada Sedimentary Basin egress. The contracted capacity will be available under an International Joint Tariff, with receipts in Western Canada and delivery points to the U.S. Gulf Coast.The FSP open season is for 200 kbpd and utilizes the Seaway Crude Pipeline for delivery to the Seaway Jones Creek Terminal in Brazoria County, TX. The SAX open season is for 50 kbpd and utilizes the Energy Transfer Crude Oil Pipeline for delivery to Nederland, TX.In a separate open season, Enbridge extended the majority of existing contracts on the Spearhead Pipeline into the 2030's.Gas Transmission: Tres Palacios Natural Gas Storage ExpansionEnbridge has sanctioned a 25 Bcf brownfield expansion to the Tres Palacios Gas Storage facility, enhancing deliverability and energy security in the rapidly growing U.S. Gulf Coast gas market. The US$0.4B development involves the addition of three new caverns and ancillary support infrastructure, supporting Enbridge's integrated storage platform in the region along with the previously sanctioned expansions at both Egan and Moss Bluff. New capacity is expected to enter service ratably from 2028 to 2030.Gas Transmission: Vector PipelineEnbridge has sanctioned a 400 MMcf/d westbound expansion of its 60% owned Vector Pipeline, bringing total system capacity to 1.6 Bcf/d. The project is underpinned by 20-year firm transportation agreements with investment grade utilities for 100% of incremental capacity. Enbridge's share of the capital expenditures is expected to be US$0.1 billion and the project is expected to enter service in late 2028.In April, Vector Pipeline completed a successful non-binding open season for an additional 300-500 MMcf/d of incremental capacity, supporting future potential expansions. The open season saw strong commercial support with customer interest in excess of offered capacity.Gas Transmission: East Tennessee Natural Gas Rate SettlementIn April, Enbridge reached a settlement in principle with all parties of the East Tennessee Natural Gas Pipeline (ETNG) rate case originally filed in 2025. A settlement agreement is expected to be filed with the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) during the second quarter of 2026 and will be subject to FERC approval.Gas Distribution and Storage: Canadian Natural Gas Storage ProgramEnbridge has sanctioned an 8 Bcf expansion of its of unregulated natural gas storage at the Dawn Hub in Ontario. The project utilizes a depleted brine reservoir and strengthens a critical energy platform for Ontario and surrounding regions. The project is expected to enter service in 2029.Renewable Power: Cone Enbridge has sanctioned Cone, a 300 MW onshore wind project in the Southwest Power Pool market near Lubbock, Texas. Cone will support Meta's data center commitments under a long-term power purchase agreement for 100% of power generated. Tariff exposure has been substantially derisked via protection mechanisms embedded in agreements across the value chain and the project will qualify for U.S. tax credits. Enbridge expects to invest approximately US$0.7 billion in the project, with an in-service date in 2027.FIRST QUARTER 2026 FINANCIAL RESULTS GAAP Segment EBITDA and Cash Flow from Operations
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
1,957
2,593
Gas Transmission
1,570
1,473
Gas Distribution and Storage
1,709
1,600
Renewable Power Generation
188
223
Eliminations and Other
(404)
40
EBITDA1
5,020
5,929
Earnings attributable to common shareholders
1,671
2,261
Cash provided by operating activities
2,342
3,053
1Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.For purposes of evaluating performance, the Company makes adjustments to GAAP reported earnings, segment EBITDA and cash flow provided by operating activities for unusual, infrequent or other non-operating factors, which allow management and investors to more accurately compare the Company's performance across periods, normalizing for factors that are not indicative of underlying business performance. Tables incorporating these adjustments follow below. Schedules reconciling EBITDA, adjusted EBITDA, adjusted EBITDA by segment, adjusted earnings, adjusted earnings per share and DCF to their closest GAAP equivalent are provided in the Appendices to this news release.Adjusted EBITDA By Segment
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
2,303
2,621
Gas Transmission
1,518
1,439
Gas Distribution and Storage
1,709
1,600
Renewable Power Generation
202
241
Eliminations and Other
78
(73)
Adjusted EBITDA1
5,810
5,828
Adjusted Earnings1
2,130
2,242
1Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Adjusted EBITDA generated from U.S. dollar denominated businesses was translated to Canadian dollars at a lower average exchange rate (C$1.37/US$) in the first quarter of 2026 when compared with the same quarter in 2025 (C$1.44/US$). A significant portion of U.S. dollar earnings are hedged under the Company's enterprise-wide financial risk management program. Realized hedge settlements were at a higher rate in 2026 than 2025, which benefits the Eliminations and Other segment.Liquids Pipelines
Three months ended
March 31,
20261
20251
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Mainline & Market Access Systems2
1,449
1,669
Regional Oil Sands & Express-Platte Systems
390
349
Gulf Coast & Other Systems3
464
603
Adjusted EBITDA4
2,303
2,621
1Effective January 1, 2026, to better align with our operational structure, Enbridge has reorganized the reporting sub-segments of Liquids Pipelines. Prior year comparatives have also been restated to reflect the reporting change.2Consists of Mainline System, Flanagan South Pipeline, Spearhead Pipeline, and Seaway Pipeline.3Consists of Gray Oak Pipeline, Cactus II Pipeline, Enbridge Ingleside Energy Center, Southern Lights, Bakken System, and others. 4Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Liquids Pipelines adjusted EBITDA decreased $318 million compared with the first quarter of 2025, primarily related to:lower Mainline and Market Access System contributions as a result of higher earnings sharing, lower Mainline tolls on Line 9 deliveries, and lower contributions from FSP;the absence in 2026 of equity earnings attributable to a litigation settlement within the Gulf Coast & Other segment in 2025; andthe unfavorable effect of translating U.S. dollar earnings at a lower average exchange rate in 2026, compared to the same period in 2025.Gas Transmission
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
U.S. Gas Transmission
1,176
1,171
Canadian Gas Transmission
222
167
Other1
120
101
Adjusted EBITDA2
1,518
1,439
1Other consists of Tomorrow RNG, Gulf Offshore assets, our investment in DCP Midstream, and others.2Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Gas Transmission adjusted EBITDA increased $79 million compared with the first quarter of 2025, primarily related to:favorable contracting on our U.S. Gas Transmission assets; andhigher revenues at Aitken Creek and BC Pipeline due to higher seasonal spreads and tolls, respectively; partially offset bythe unfavorable effect of translating U.S. dollar earnings at a lower average exchange rate in 2026, compared to the same period in 2025.Gas Distribution and Storage
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Enbridge Gas Ontario1
951
869
U.S. Gas Utilities1
733
715
Other
25
16
Adjusted EBITDA2
1,709
1,600
1Enbridge Gas Inc. doing business as Enbridge Gas Ontario. U.S. Gas Utilities consist of The East Ohio Gas Company (doing business as Enbridge Gas Ohio), Questar Gas Company (doing business as Enbridge Gas Utah) and Public Service Company of North Carolina Incorporated (doing business as Enbridge Gas North Carolina).2Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Adjusted EBITDA for Enbridge Gas Ontario, Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina typically follows a seasonal profile. EBITDA is generally highest in the first and fourth quarters of the year. Seasonal profiles for Enbridge Gas Ontario, Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina reflect greater volumetric demand during the heating season and the magnitude of the seasonal adjusted EBITDA fluctuations will vary from year-to-year in Ontario reflecting the impact of colder or warmer than normal weather on distribution volumes. Enbridge Gas Ohio's earnings are largely decoupled from volumes and less impacted by weather fluctuations. Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina have revenue decoupling mechanisms that are not impacted by weather or gas volume variability, but revenues are shaped to align with the seasonal usage profile.Gas Distribution and Storage adjusted EBITDA increased $109 million compared with the first quarter of 2025 primarily related to:higher distribution margin from rate escalators at Enbridge Gas Ontario;higher Ontario unregulated natural gas storage revenues due to optimization and pricing; andhigher base rates for Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina as a result of recent rate case settlements; partially offset bythe unfavorable effect of translating U.S. dollar earnings at a lower average exchange rate in 2026, compared to the same period in 2025.When compared with the normal forecast embedded in rates, the positive impact of weather to adjusted EBITDA for Enbridge Gas Ontario was approximately $20 million in the first quarter of 2026, net of sharing, compared to a positive impact of approximately $11 million in the same period of 2025.Renewable Power Generation
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA1
202
241
1Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Renewable Power Generation adjusted EBITDA decreased $39 million compared with the first quarter of 2025 primarily related to:the absence in 2026 of equity earnings related to the sale of Fox Squirrel Solar investment tax credits in 2025; partially offset byhigher contributions from European offshore wind facilities due to stronger wind resources.Eliminations and Other
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Operating and administrative recoveries
83
131
Realized foreign exchange hedge settlement (loss)/gain
(5)
(204)
Adjusted EBITDA1
78
(73)
1Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Operating and administrative recoveries captured in this segment reflect the cost of centrally delivered services (including depreciation of corporate assets) inclusive of amounts recovered from business units for the provision of those services. U.S. dollar denominated earnings within operating segment results are translated at average foreign exchange rates during the quarter, and the impact of settlements made under the Company's enterprise foreign exchange hedging program are captured in this corporate segment.Eliminations and Other adjusted EBITDA increased $151 million compared with the first quarter of 2025 primarily due to:Lower realized foreign exchange losses on hedge settlements in 2026.Distributable Cash Flow
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars; number of shares in millions)
Liquids Pipelines
2,303
2,621
Gas Transmission
1,518
1,439
Gas Distribution and Storage
1,709
1,600
Renewable Power Generation
202
241
Eliminations and Other
78
(73)
Adjusted EBITDA1,3
5,810
5,828
Maintenance capital
(218)
(229)
Interest expense1
(1,247)
(1,247)
Current income tax1
(349)
(390)
Distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest1
(99)
(100)
Cash distributions in excess of equity earnings1
112
7
Preference share dividends
(107)
(102)
Other receipts of cash not recognized in revenue2
(58)
10
Other non-cash adjustments1
7
—
DCF3
3,851
3,777
Weighted average common shares outstanding
2,182
2,179
1Presented net of adjusting items.2Consists of cash received, net of revenue recognized, for contracts under make-up rights and similar deferred revenue arrangements.3Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.First quarter 2026 DCF increased $74 million compared with the same period of 2025 due to:higher equity distributions in excess of equity earnings due to the absence of litigation settlement earnings in Liquids Pipelines; andlower current taxes due to higher U.S. tax depreciation; partially offset byhigher non-cash revenues related to the recognition of earnings from make-up rights.Adjusted Earnings
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
Adjusted EBITDA1,2
5,810
5,828
Depreciation and amortization
(1,485)
(1,459)
Interest expense2
(1,253)
(1,261)
Income taxes2
(751)
(709)
Noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest2
(84)
(54)
Preference share dividends
(107)
(103)
Adjusted earnings1
2,130
2,242
Adjusted earnings per common share1
0.98
1.03
1Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.2Presented net of adjusting items.Adjusted earnings decreased $112 million and adjusted earnings per share decreased by $0.05 when compared with the first quarter in 2025, due to operational factors discussed above contributing to lower adjusted EBITDA, in addition to:higher depreciation from assets placed into service since the first quarter of 2025; andhigher income tax due to the absence of investment tax credit impacts in 2026.CONFERENCE CALLEnbridge will host a conference call and webcast on May 8, 2026 at 9:00 a.m. Eastern Time (7:00 a.m. Mountain Time) to provide a business update and review 2026 first quarter results. Analysts, members of the media and other interested parties can access the call toll free at 1-800-606-3040. The call will be webcast live at https://events.q4inc.com/attendee/351001154. It is recommended that participants dial in or join the webcast fifteen minutes prior to the scheduled start time. A webcast replay will be available soon after the conclusion of the event and a transcript will be posted to the website. The replay will be available for seven days after the call toll-free 1-(800)-606-3040 (conference ID: 9581867).The conference call format will include prepared remarks from the executive team followed by a question and answer session for the analyst and investor community only. Enbridge's media and investor relations teams will be available after the call for any additional questions.DIVIDEND DECLARATIONOn May 5, 2026, our Board of Directors declared the following quarterly dividends. All dividends are payable on June 1, 2026 to shareholders of record on May 15, 2026.
Dividend per shareCommon Shares$0.9700Preference Shares, Series A$0.34375Preference Shares, Series B$0.32513Preference Shares, Series D$0.33825Preference Shares, Series F$0.34613Preference Shares, Series G1$0.29616Preference Shares, Series H$0.38200Preference Shares, Series I2$0.27159Preference Shares, Series LUS$0.36612Preference Shares, Series N$0.41850Preference Shares, Series P$0.36988Preference Shares, Series R$0.39463Preference Shares, Series 1US$0.41898Preference Shares, Series 3$0.33050Preference Shares, Series 43$0.28797Preference Shares, Series 5US$0.41769Preference Shares, Series 7$0.37425Preference Shares, Series 9$0.35450Preference Shares, Series 11$0.34231Preference Shares, Series 13$0.33719Preference Shares, Series 15$0.35163Preference Shares, Series 19$0.388251The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series G was decreased to $0.29616 from $0.29836 on March 1, 2026 due to reset on a quarterly basis following the date of issuance.2The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series I was decreased to $0.27159 from $0.27432 on March 1, 2026 due to reset on a quarterly basis following the date of issuance.3The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series 4 was decreased to $0.28797 from $0.29034 on March 1, 2026 due to reset on a quarterly basis following the date of issuance.FORWARD-LOOKING INFORMATIONForward-looking information, or forward-looking statements, have been included in this news release to provide information about Enbridge and its subsidiaries and affiliates, including management's assessment of Enbridge and its subsidiaries' future plans and operations. This information may not be appropriate for other purposes. Forward looking statements are typically identified by words such as ''anticipate'', ''believe'', "estimate'', ''expect'', ''forecast'', ''intend'', "likely", ''plan'', ''project'', ''target'', and similar words suggesting future outcomes or statements regarding an outlook. Forward-looking information or statements included or incorporated by reference in this document include, but are not limited to, statements with respect to the following: our corporate vision and strategy, including our strategic priorities and enablers; 2026 financial guidance and near term outlook, including projected DCF per share, EPS and adjusted EBITDA and expected growth thereof; expected dividends, dividend growth and payout policy; expected supply of, demand for, exports of and prices of crude oil, natural gas, natural gas liquids (NGL), liquefied natural gas (LNG), renewable natural gas (RNG) and renewable energy; industry and market conditions; anticipated utilization of our assets; expected EBITDA and adjusted EBITDA; expected earnings/(loss) and adjusted earnings/(loss); expected DCF and DCF per share; expected future cash flows; expected shareholder returns and asset returns; expected performance of Enbridge's businesses; financial strength, capacity and flexibility; financing costs and plans; expectations on leverage, including Debt-to EBITDA ratio; expectations on sources of liquidity and sufficiency of financial resources; expected costs, benefits and in-service dates related to announced projects and projects under construction; investable capacity and capital allocation priorities; impact of weather and seasonality; expected future growth, development and expansion opportunities, including with respect to the Tres Palacios Expansion, Vector Pipeline Expansion, Canadian Gas Distribution Storage Program, and Cone project; the characteristics, anticipated benefits, financing and timing of our acquisitions, dispositions and other transactions; government trade policies, as well as possible impacts of potential and announced tariffs, duties, fees, economic sanctions, or other trade measures and the timing thereof; expected future actions and decisions of regulators and courts and the timing and impact thereof; and toll and rate case discussions and proceedings and anticipated outcomes, timelines and impacts therefrom.Although Enbridge believes these forward-looking statements are reasonable based on the information available on the date such statements are made and processes used to prepare the information, such statements are not guarantees of future performance and readers are cautioned against placing undue reliance on forward-looking statements. By their nature, these statements involve a variety of assumptions, known and unknown risks and uncertainties and other factors, which may cause actual results, levels of activity and achievements to differ materially from those expressed or implied by such statements. Material assumptions include assumptions about the following: the expected supply of, demand for, export of and prices of crude oil, natural gas, NGL, LNG, RNG and renewable energy; energy transition, including the drivers and pace thereof; global economic growth and trade; anticipated utilization of our assets; exchange rates; inflation; interest rates; tax laws and tax rates; evolving government trade policies, including potential and announced tariffs, duties, fees, economic sanctions, or other trade measures; availability and price of labour and construction materials; the stability of our supply chain; operational reliability and performance; maintenance of support and regulatory approvals for our projects and transactions; anticipated in-service dates and final investment decisions; weather; the timing, terms and closing of announced and potential acquisitions, dispositions and other transactions and projects and the anticipated benefits thereof; governmental legislation; litigation; credit ratings; capital project funding; hedging program; expected EBITDA and adjusted EBITDA; expected earnings/ (loss) and adjusted earnings/(loss); expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss) per share; expected future cash flows; expected future DCF and DCF per share; estimated future dividends; financial strength and flexibility; debt and equity market conditions; general economic and competitive condition. Assumptions regarding the expected supply of and demand for crude oil, natural gas, NGL, LNG, RNG and renewable energy and the prices of these commodities are material to and underlie all forward-looking statements, as they may impact current and future levels of demand for our services. Similarly, exchange rates, inflation, interest rates and tariffs impact the economies and business environments in which we operate and may impact levels of demand for our services and cost of inputs and are therefore inherent in all forward-looking statements. The most relevant assumptions associated with forward-looking statements regarding announced projects and projects under construction, including estimated completion dates and expected capital expenditures, include the following: the availability and price of labour and construction materials; the stability of our supply chain; the effects of inflation and foreign exchange rates on labour and material costs; the effects of interest rates on borrowing costs; the impact of weather; and customer, government, court and regulatory approvals on construction and in-service schedules and cost recovery regimes.Enbridge's forward-looking statements are subject to risks and uncertainties pertaining to the successful execution of our strategic priorities; operating performance; legislative and regulatory parameters and decisions; litigation; acquisitions, dispositions and other transactions and the realization of anticipated benefits therefrom; evolving government trade policies, including potential and announced tariffs, duties, fees, economic sanctions or other trade measures; operational dependence on third parties; project approval and support; renewals of rights-of-way; weather; economic and competitive conditions; global geopolitical conflicts and conditions; political decisions; public opinion; dividend policy; changes in tax laws and tax rates; exchange rates; interest rates; inflation; commodity prices; access to and cost of capital; our ability to maintain adequate insurance in the future at commercially reasonable rates and terms; and supply of, demand for, and prices of commodities and other alternative energy, including but not limited to those risks and uncertainties discussed in this news release and in Enbridge's other filings with Canadian and U.S. securities regulators. The impact of any one assumption, risk, uncertainty or factor on a particular forward-looking statement is not determinable with certainty, as these are interdependent, and our future course of action depends on management's assessment of all information available at the relevant time. Except to the extent required by applicable law, Enbridge assumes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statement made in this news release or otherwise, whether as a result of new information, future events or otherwise. All forward-looking statements, whether written or oral, attributable to us or persons acting on our behalf, are expressly qualified in their entirety by these cautionary statements.ABOUT ENBRIDGE INC.
At Enbridge, we safely connect millions of people to the energy they rely on every day, fueling quality of life through our North American natural gas, oil and renewable power networks and our growing European offshore wind portfolio. We're investing in modern energy delivery infrastructure to sustain access to secure, affordable energy and building on more than a century of operating conventional energy infrastructure and two decades of experience in renewable power. We're advancing new technologies including hydrogen, renewable natural gas, and carbon capture and storage. Headquartered in Calgary, Alberta, Enbridge's common shares trade under the symbol ENB on the Toronto (TSX) and New York (NYSE) stock exchanges. To learn more, visit us at enbridge.com.None of the information contained in, or connected to, Enbridge's website is incorporated in or otherwise forms part of this news release.FOR FURTHER INFORMATION PLEASE
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Marlon SamuelToll Free: (888) 992-0997
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Email: investor.relations@enbridge.comNON-GAAP RECONCILIATIONS APPENDICESThis news release contains references to EBITDA, adjusted EBITDA, adjusted earnings, adjusted earnings per common share (EPS) and DCF per share. Management believes the presentation of these metrics gives useful information to investors and shareholders, as they provide increased transparency and insight into the performance of the Company.EBITDA represents earnings before interest, tax, depreciation and amortization.Adjusted EBITDA represents EBITDA adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors on both a consolidated and segmented basis. Management uses EBITDA and adjusted EBITDA to set targets and to assess the performance of the Company and its business units.Adjusted earnings represent earnings attributable to common shareholders adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors included in adjusted EBITDA, as well as adjustments for unusual, infrequent or other non-operating factors in respect of depreciation and amortization expense, interest expense, income taxes, noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests on a consolidated basis. Management uses adjusted earnings as another measure of the Company's ability to generate earnings and uses EPS to assess performance of the Company.DCF is defined as cash flow provided by operating activities before the impact of changes in operating assets and liabilities (including changes in environmental liabilities) less distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests, preference share dividends and maintenance capital expenditures and further adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors. Management also uses DCF to assess the performance of the Company and to set its dividend payout target.This news release also contains references to Debt-to-EBITDA, a non-GAAP ratio which utilizes adjusted EBITDA as one of its components. Debt-to-EBITDA is used as a liquidity measure to indicate the amount of adjusted earnings to pay debt, as calculated on the basis of generally accepted accounting principles in the United States of America (U.S. GAAP), before covering interest, tax, depreciation and amortization.Reconciliations of forward-looking non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios to comparable GAAP measures are not available due to the challenges and impracticability of estimating certain items, particularly certain contingent liabilities and non-cash unrealized derivative fair value losses and gains subject to market variability. Because of those challenges, a reconciliation of forward-looking non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios is not available without unreasonable effort.Our non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios described above are not measures that have standardized meaning prescribed by U.S. GAAP and are not U.S. GAAP measures. Therefore, these measures may not be comparable with similar measures presented by other issuers.The tables below provide a reconciliation of the non-GAAP measures to comparable GAAP measures.APPENDIX A
NON-GAAP RECONCILIATIONS – ADJUSTED EBITDA AND ADJUSTED EARNINGS
CONSOLIDATED EARNINGS
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
1,957
2,593
Gas Transmission
1,570
1,473
Gas Distribution and Storage
1,709
1,600
Renewable Power Generation
188
223
Eliminations and Other
(404)
40
EBITDA
5,020
5,929
Depreciation and amortization
(1,433)
(1,408)
Interest expense
(1,222)
(1,334)
Income tax expense
(587)
(697)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
—
(126)
Preference share dividends
(107)
(103)
Earnings attributable to common shareholders
1,671
2,261
ADJUSTED EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
Liquids Pipelines
2,303
2,621
Gas Transmission
1,518
1,439
Gas Distribution and Storage
1,709
1,600
Renewable Power Generation
202
241
Eliminations and Other
78
(73)
Adjusted EBITDA
5,810
5,828
Depreciation and amortization
(1,485)
(1,459)
Interest expense
(1,253)
(1,261)
Income tax expense
(751)
(709)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
(84)
(54)
Preference share dividends
(107)
(103)
Adjusted earnings
2,130
2,242
Adjusted earnings per common share
0.98
1.03
EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
EBITDA
5,020
5,929
Adjusting items:
Change in unrealized derivative fair value (gain)/loss
772
(158)
Gain on sale of assets
—
(114)
Realized hedge loss
—
139
Other
18
32
Total adjusting items
790
(101)
Adjusted EBITDA
5,810
5,828
Depreciation and amortization
(1,433)
(1,408)
Interest expense
(1,222)
(1,334)
Income tax expense
(587)
(697)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
—
(126)
Preference share dividends
(107)
(103)
Adjusting items in respect of:
Depreciation and amortization
(52)
(51)
Interest expense
(31)
73
Income tax expense
(164)
(12)
Earnings attributable to noncontrolling interests
(84)
72
Adjusted earnings
2,130
2,242
Adjusted earnings per common share
0.98
1.03
APPENDIX B
NON-GAAP RECONCILIATION – ADJUSTED EBITDA TO SEGMENTED EBITDA
LIQUIDS PIPELINES
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
2,303
2,621
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)
(352)
5
Other
6
(33)
Total adjustments
(346)
(28)
EBITDA
1,957
2,593
GAS TRANSMISSION
Three months ended March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
1,518
1,439
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)
19
(61)
Gain on sale of assets
—
87
Other
33
8
Total adjustments
52
34
EBITDA
1,570
1,473
GAS DISTRIBUTION AND STORAGE
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
1,709
1,600
Total adjustments
—
—
EBITDA
1,709
1,600
RENEWABLE POWER GENERATION
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
202
241
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)
—
105
Realized hedge loss
—
(139)
Gain on sale of assets
—
27
Other
(14)
(11)
Total adjustments
(14)
(18)
EBITDA
188
223
ELIMINATIONS AND OTHER
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
78
(73)
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Foreign exchange
(428)
70
Other
(54)
43
Total adjustments
(482)
113
EBITDA
(404)
40
APPENDIX C
NON-GAAP RECONCILIATION – CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES TO DCF
Three months ended
March 31,
2026
2025
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Net cash provided by operating activities
2,342
3,053
Adjusted for changes in operating assets and liabilities1
1,921
899
4,263
3,952
Distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
(99)
(100)
Preference share dividends
(107)
(102)
Maintenance capital
(218)
(229)
Significant adjusting items:
Other receipts of cash not recognized in revenue
(58)
10
Distributions from equity investments in excess of cumulative earnings2
242
188
Other items
(172)
58
DCF
3,851
3,777
1Changes in operating assets and liabilities, net of recoveries.2Presented net of adjusting items. View original content:https://www.prnewswire.com/news-releases/enbridge-reports-strong-first-quarter-results-reaffirms-2026-financial-guidance-and-grows-secured-backlog-to-40-billion-302766377.htmlSOURCE Enbridge Inc. Original: Enbridge Reports Strong First Quarter Results, Reaffirms 2026 Financial Guidance, and Grows Secured Backlog to $40 Billion
CA Market News
2月前
Enbridge présente de solides résultats financiers pour le premier trimestre, confirme ses prévisions financières pour 2026 et fait croître le carnet de projets garantis à 40 G$May 8, 2026 7:05 AM
PR Newswire (Canada) CALGARY, AB, le 8 mai 2026 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX: ENB) (NYSE: ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le premier 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 actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 1,7 G$, ou 0,77 $ par action ordinaire, pour le premier trimestre, comparativement à un bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 2,3 G$, ou 1,04 $ par action ordinaire, en 2025 Bénéfice ajusté* de 2,1 G$, ou 0,98 $ par action ordinaire*, comparativement à 2,2 G$, ou 1,03 $ par action ordinaire en 2025 Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 5,8 G$, conforme à celui de 2025 Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,3 G$, comparativement à 3,1 G$ en 2025 Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 3,9 G$, comparativement à 3,8 G$ en 2025 Confirmation des prévisions financières pour l'exercice 2026 et des perspectives financières pluriannuelles Approbation du projet Cone, une centrale éolienne terrestre de 300 MW au Texas, pour soutenir les activités du centre de données de Meta Platforms, Inc. (« Meta ») aux termes d'une convention d'achat d'électricité à long terme, d'un coût de 0,7 G$ US Approbation de l'agrandissement de Tres Palacios, d'un montant de 0,4 G$ US, prévoyant l'ajout d'une capacité de stockage de gaz naturel supplémentaire de 25 Gpi3 pour répondre à la demande croissante d'exportation sur la côte américaine du golfe Approbation du prolongement du pipeline Vector, d'un montant de 0,1 G$ US, qui permettra d'ajouter au réseau une capacité de 400 Mpi3/j vers l'ouest dans le cadre de contrats à long terme Annonce d'une expansion de 8 Gpi3 de la capacité des installations de stockage de gaz naturel non réglementées au carrefour Dawn, en Ontario Annonce d'appels au marché exécutoires pour le pipeline Flanagan Sud (le « PFS ») et le pipeline de prolongement de l'accès vers le sud (le « pipeline SAX ») à l'appui de la phase 2 du projet d'optimisation du réseau principal Achèvement d'un appel au marché fructueux pour le pipeline Spearhead, ce qui prolonge considérablement les engagements au-delà de 2030COMMENTAIRES DU CHEF DE LA DIRECTIONGreg Ebel, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :« Les derniers mois ont été marqués par certaines des conditions les plus instables et les plus complexes auxquelles le secteur énergétique mondial a dû faire face depuis des décennies. Les fluctuations des prix des marchandises, l'évolution rapide du contexte géopolitique et les perturbations sans précédent de l'approvisionnement ont bouleversé le paysage énergétique de façon importante. Tout au long de cette période, Enbridge, aux côtés du secteur énergétique nord-américain, a continué de fournir de l'énergie essentielle aux foyers et aux entreprises du monde entier.« Je suis fier de la constance de notre performance ce trimestre, qui reflète une fois de plus la solidité de notre modèle d'affaires diversifié et à faible risque. Les volumes acheminés par le réseau principal se sont établis en moyenne à 3,2 millions de barils par jour, et la capacité a été répartie tout au long de l'année, ce qui témoigne d'une offre et d'une demande soutenues de la part de nos partenaires en amont et en aval. En avril, nous avons modifié des permis présidentiels pour une série de pipelines, ce qui rehausse notre souplesse opérationnelle et nous permet d'appuyer de futures expansions. Nous avons également lancé des appels au marché pour le pipeline Flanagan Sud et le pipeline de prolongement de l'accès vers le sud à l'appui de la phase 2 du projet d'optimisation du réseau principal, ce qui permettra d'augmenter de 250 kb/j la capacité de transport depuis le Canada.« Dans l'ensemble de notre secteur de transport de gaz, nous faisons progresser des projets de croissance de grande qualité, notamment l'agrandissement de 25 Gpi3 de l'installation de stockage de Tres Palacios pour offrir aux clients des options d'approvisionnement et répondre à la demande découlant de la croissance importante des installations de production d'électricité et de traitement de GNL mises en service dans la région du golfe. Dans le Midwest américain, nous avons approuvé le prolongement du pipeline Vector, qui permettra d'ajouter une capacité de 400 Mpi3/j en direction ouest afin de répondre à la demande croissante des services publics. Par ailleurs, en Colombie-Britannique, nous avons reçu l'approbation du gouvernement fédéral pour le prolongement du pipeline T-South (Sunrise) de 4 G$, et le module de liquéfaction a été livré à l'installation de GNL de Woodfibre, marquant ainsi une étape importante pour l'installation.« Notre entreprise de distribution et de stockage de gaz continue d'afficher une croissance soutenue, stimulée par nos services publics aux États-Unis, avec un taux de croissance annuel composé des tarifs de base de plus de 8 % prévu d'ici la fin de la décennie. De nouveaux tarifs sont entrés en vigueur pour Enbridge Gas Utah et Enbridge Gas North Carolina et un nouveau dossier tarifaire pour Enbridge Gas Ohio est en cours. En Ontario, nous augmentons de 8 Gpi3 la capacité des installations de stockage de gaz naturel non réglementées du carrefour Dawn afin de rehausser la souplesse du réseau dans la région et répondre à la demande croissante en matière de production d'électricité.« Enfin, dans notre secteur de production d'énergie, nous avons donné le feu vert au projet éolien terrestre Cone de 300 MW au Texas pour appuyer Meta. Cela porte à plus de 1 GW la capacité de production d'électricité en partenariat avec Meta, et nous entrevoyons des occasions significatives d'approfondir davantage cette relation au fil du temps.« Le rôle de l'Amérique du Nord dans le système énergétique mondial est devenu de plus en plus crucial. Les récents développements géopolitiques, notamment le conflit impliquant l'Iran, ont mis en évidence l'importance de la sécurité énergétique, plaçant ainsi le Canada et les États-Unis en position d'approvisionner de plus en plus les marchés mondiaux en énergie de manière fiable. Nous croyons qu'Enbridge peut jouer un rôle important sur les marchés mondiaux de l'énergie, grâce à un éventail vaste et croissant d'occasions découlant de la demande énergétique intérieure accrue, des nouvelles infrastructures de GNL et de l'augmentation de la production de pétrole brut à l'échelle de notre zone d'activité. À l'heure actuelle, notre carnet de projets garantis d'immobilisations s'élève à 40 G$, et nous travaillons activement à faire progresser des occasions supplémentaires non encore approuvées d'environ 50 G$ qui cadrent avec les changements structurels que nous observons dans le secteur de l'énergie.« Pour ce qui est de l'avenir, nous demeurons déterminés à collaborer avec les décideurs politiques et les organismes de réglementation afin de faire progresser les infrastructures énergétiques essentielles en Amérique du Nord conformément à notre approche globale d'investissement dans l'énergie. Notre secteur se trouve à un tournant décisif, et Enbridge est particulièrement bien placée pour mettre à profit sa capacité d'investissement annuelle de 10 G$ à 11 G$ afin de créer de la valeur durable à long terme pour ses actionnaires, tout en offrant un service sécuritaire et fiable à ses clients et aux collectivités. Nous sommes en voie de réaliser de nouveau nos prévisions financières pour l'exercice, et nous avons maintenu notre statut d'aristocrate des dividendes grâce à la hausse des dividendes cette année encore, ce qui renforce davantage notre position d'occasion de placement de premier choix. »SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERSLes résultats financiers des trimestres clos les 31 mars 2026 et 2025 sont résumés dans le tableau ci-dessous :
Trimestres clos les
31 mars
20262025(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 6712 261Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR0,771,04Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation2 3423 053BAIIA ajusté15 8105 828Bénéfice ajusté12 1302 242Bénéfice ajusté par action ordinaire10,981,03Flux de trésorerie distribuables13 8513 777Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation2 1822 1791Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.Au premier trimestre de 2026, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de 0,6 G$, ou 0,27 $ par action, par rapport à celui de la période correspondante de 2025. Cette baisse 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. Le recul du bénéfice s'explique également par les facteurs ayant une incidence sur le 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 premier trimestre de 2026 de la société, déposé de concert avec les états financiers du trimestre, pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.Au premier trimestre de 2026, le BAIIA ajusté a diminué de 18 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2025. Cette baisse tient principalement à l'absence en 2026 de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement provenant de notre participation dans le projet d'énergie solaire Fox Squirrel dans le secteur Production d'énergie renouvelable, ainsi qu'à l'absence en 2026 du règlement d'un litige dans le secteur Oléoducs. Elle a été annulée en partie par l'apport supérieur du secteur Distribution et stockage de gaz en raison de la majoration des tarifs compte tenu des hausses tarifaires d'Enbridge Gas Ontario, de la majoration des tarifs d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina à la suite des règlements tarifaires récents ainsi que de l'apport supérieur de nos actifs de transport de gaz aux États-Unis principalement en raison de la conclusion de contrats favorables.Le bénéfice ajusté a diminué de 112 M$, ou 0,05 $ par action, au premier trimestre de 2026, comparativement à celui de la période correspondante de 2025, en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, de l'augmentation de la charge d'amortissement sur les actifs mis en service et de la hausse de la charge d'impôts sur les bénéfices attribuable à l'absence de crédits d'impôt à l'investissement en 2026.Au premier trimestre de 2026, les FTD ont augmenté de 74 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2025, en raison surtout de l'accroissement des distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites compte tenu de l'absence du produit du règlement d'un litige dans le secteur Oléoducs et de la diminution des impôts exigibles découlant d'un amortissement fiscal plus élevé aux États-Unis. Cette hausse a été en partie contrebalancée par la baisse des autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits du fait de la comptabilisation de résultats supérieurs sur certains droits de rattrapage et des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés.La rubrique Résultats financiers du premier trimestre de 2026 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.PERSPECTIVES FINANCIÈRESLa 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 $.La société confirme également le BAIIA ajusté, les FTD par action et le taux de croissance annuel composé moyen à court terme du bénéfice par action d'environ 5 % après 2026.MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENTEn février 2026, Enbridge Inc. a émis des billets à moyen terme totalisant 2 G$, soit des billets de 5 ans d'un montant de 850 M$, des billets de 10 ans d'un montant de 850 M$ et des billets de 30 ans d'un montant de 300 M$.En mars 2026, Enbridge Inc. a émis des billets à moyen terme totalisant 2 G$ US, soit des billets de 5 ans d'un montant de 1 G$ US et des billets de 10 ans d'un montant de 1 G$ US. Le produit de ces émissions a servi à réduire la dette, à financer des dépenses en immobilisations et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.À la fin du premier trimestre de 2026, le ratio dette/BAIIA de la société sur une période mobile de 12 mois était de 5,0 fois, soit un résultat conforme à notre fourchette cible de 4,5 à 5,0 fois pour le ratio dette/BAIIA.MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE GARANTISAu cours du trimestre, Enbridge a ajouté à son carnet de projets de croissance garantis des projets d'une valeur d'environ 2 G$, notamment le projet éolien terrestre Cone, l'agrandissement de l'installation de stockage de Tres Palacios, le prolongement vers l'ouest du pipeline Vector et l'agrandissement de l'installation de stockage du carrefour Dawn. De plus, la phase VII du projet d'augmentation de la capacité de stockage au centre énergétique Ingleside d'Enbridge et l'expansion du pipeline Gray Oak sont entrées en service.Le carnet de projets de croissance garantis s'établit désormais à environ 40 G$. 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 PREMIER TRIMESTREOléoducs : Mise à jour concernant les appels au marchéÀ l'appui de la phase 2 du projet d'optimisation du réseau principal, Enbridge a annoncé des appels au marché exécutoires prévoyant des contrats à long terme de transport sur le PFS et le pipeline SAX, afin d'offrir une capacité de transport supplémentaire depuis le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. La capacité contractuelle sera disponible en vertu d'un tarif international conjoint, avec des points de réception dans l'Ouest canadien et des points de livraison sur la côte américaine du golfe.L'appel au marché pour le PFS porte sur un volume de 200 kb/j et fait appel au réseau de pétrole brut Seaway pour la livraison au terminal de Jones Creek de Seaway dans le comté de Brazoria, au Texas. L'appel au marché pour le pipeline SAX porte sur un volume de 50 kb/j et fait appel au pipeline de pétrole brut d'Energy Transfer pour la livraison vers Nederland, au Texas.Dans le cadre d'un appel au marché distinct, Enbridge a prolongé la majeure partie des contrats existants relatifs au pipeline Spearhead jusqu'en 2030 et au-delà.Transport de gaz : Agrandissement de l'installation de stockage de gaz naturel de Tres PalaciosEnbridge a donné le feu vert à un agrandissement de 25 Gpi3 de l'installation de stockage de gaz existante de Tres Palacios, renforçant ainsi la capacité de livraison et la sécurité énergétique sur le marché du gaz de la côte américaine du golfe, qui connaît une croissance rapide. Ce projet de 0,4 G$ US prévoit l'ajout de trois cavernes de stockage et d'infrastructures auxiliaires pour soutenir la plateforme de stockage intégrée d'Enbridge dans la région, en complément des agrandissements déjà approuvés aux installations d'Egan et de Moss Bluff. La nouvelle capacité devrait entrer en service progressivement entre 2028 et 2030.Transport de gaz : Pipeline VectorEnbridge a approuvé le prolongement vers l'ouest du pipeline Vector, dans lequel elle détient une participation de 60 %. Il permettra d'ajouter une capacité de 400 Mpi3/j pour porter la capacité totale du réseau à 1,6 Gpi3/j. Le projet s'appuie sur des ententes de transport garanti de 20 ans conclues avec des sociétés de services publics de catégorie investissement pour la totalité de la capacité supplémentaire. La quote-part d'Enbridge des dépenses en immobilisations devrait s'élever à 0,1 G$ US, et la mise en service du projet est prévue pour la fin de 2028.En avril, un appel au marché non exécutoire visant une capacité supplémentaire de 300 à 500 Mpi3/j a été mené à bien pour le pipeline Vector, à l'appui d'éventuels agrandissements futurs. L'appel au marché a obtenu un fort soutien commercial, l'intérêt des clients ayant dépassé la capacité offerte.Transport de gaz : Règlement tarifaire pour le réseau de transport de gaz naturel East TennesseeEn avril, Enbridge a conclu un règlement en principe avec toutes les parties au dossier tarifaire du réseau d'East Tennessee Natural Gas (« ETNG ») initialement déposé en 2025. Une entente de règlement devrait être déposée auprès de la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») au cours du deuxième trimestre de 2026; elle sera assujettie à l'approbation de la FERC.Distribution et stockage de gaz : Programme de stockage de gaz naturel canadienEnbridge a approuvé un agrandissement de 8 Gpi3 de la capacité de ses installations de stockage de gaz naturel non réglementées au carrefour Dawn, en Ontario. Ce projet exploite un réservoir de saumure épuisé et renforce une plateforme énergétique essentielle pour l'Ontario et les régions avoisinantes. Le projet devrait entrer en service en 2029.Production d'énergie renouvelable : Projet éolien ConeEnbridge a approuvé le projet éolien terrestre Cone, d'une capacité de 300 MW, sur le marché du Southwest Power Pool, près de Lubbock, au Texas. Le projet Cone appuiera les engagements du centre de données de Meta aux termes d'un contrat d'achat d'électricité à long terme portant sur la totalité de la production d'électricité. Les risques liés aux tarifs ont été considérablement réduits grâce à des mécanismes de protection intégrés dans les contrats dans l'ensemble de la chaîne des valeurs, et le projet sera admissible à des crédits d'impôt américains. Enbridge prévoit investir environ 0,7 G$ US dans le cadre de ce projet, dont l'entrée en service est prévue pour 2027. RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2026BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation conformes aux PCGR
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs1 9572 593Transport de gaz1 5701 473Distribution et stockage de gaz1 7091 600Production d'énergie renouvelable188223Éliminations et divers(404)40BAIIA1 5 0205 929
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 1 6712 261
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation2 3423 0531Mesure 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
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs2 3032 621Transport de gaz1 5181 439Distribution et stockage de gaz1 7091 600Production d'énergie renouvelable202241Éliminations et divers78(73)BAIIA ajusté15 8105 828
Bénéfice ajusté12 1302 2421Mesure 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 inférieur (1,37 $ CA/$ US) au premier trimestre de 2026 comparativement à celui du premier trimestre de 2025 (1,44 $ 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 de couverture réalisés ont été plus élevés en 2026 qu'en 2025, ce qui a eu un effet favorable pour l'unité Éliminations et divers.Oléoducs
Trimestres clos les
31 mars
2026120251(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal et réseaux d'accès au marché21 4491 669Réseau régional des sables bitumineux et réseau Express-Platte 390349Réseaux de la côte du golfe et autres réseaux3464603BAIIA ajusté42 3032 6211Depuis le 1er 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.2Comprend le réseau principal, le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Spearhead et le pipeline Seaway. 3Comprend le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II, le centre énergétique Ingleside d'Enbridge, le pipeline Southern Lights, le réseau Bakken et autres. 4Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a diminué de 318 M$ par rapport à celui du premier trimestre de 2025, principalement en raison de ce qui suit :l'apport réduit du réseau principal et du réseau d'accès au marché découlant de l'accroissement du partage de bénéfices, de la baisse des tarifs sur le réseau principal pour les livraisons effectuées au moyen de la canalisation 9 et de la baisse de l'apport du PFS;l'absence en 2026 de la quote-part du bénéfice des satellites découlant du règlement d'un litige au sein des activités sur la côte du golfe et autres en 2025; l'incidence défavorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen inférieur en 2026, comparativement à 2025.Transport de gaz
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis1 1761 171Transport de gaz au Canada222167Autres1120101BAIIA ajusté21 5181 4391Le poste « Autres » comprend Tomorrow RNG, les actifs extracôtiers du golfe, notre placement dans DCP Midstream et autres.2Mesure 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 79 M$ par rapport à celui du premier trimestre de 2025, principalement en raison de ce qui suit :la conclusion de contrats favorables pour nos actifs de transport de gaz aux États-Unis;l'augmentation des produits tirés d'Aitken Creek et de BC Pipeline en raison d'écarts de stockage saisonniers supérieurs et d'une augmentation des tarifs, respectivement; ces facteurs étant annulés en partie par l'incidence défavorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change inférieur en 2026 comparativement à 2025.Distribution et stockage de gaz
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario1951869Services publics gaziers aux États-Unis1733715Autres2516BAIIA ajusté21 7091 6001Enbridge 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).2Mesure 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.Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 109 M$ par rapport à celui du premier trimestre de 2025, principalement en raison des facteurs suivants :la hausse des marges de distribution découlant de hausses tarifaires d'Enbridge Gas Ontario;l'accroissement des produits des services de stockage de gaz non réglementés en Ontario en raison d'une meilleure optimisation du stockage et d'une tarification accrue; la hausse des tarifs de base d'Enbridge Gas Utah et d'Enbridge Gas North Carolina découlant du règlement récent de dossiers tarifaires; ces facteurs étant annulés en partie par l'incidence défavorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change inférieur en 2026 comparativement à 2025.En comparaison des prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence positive de la température sur le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario s'est chiffrée à environ 20 M$ au premier trimestre de 2026, compte non tenu du partage, comparativement à une incidence positive d'environ 11 M$ au premier trimestre de 2025.Production d'énergie renouvelable
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté12022411Mesure 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 accusé un recul de 39 M$ comparativement à celui du premier trimestre de 2025 en raison principalement de ce qui suit :l'absence en 2026 de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement provenant de la vente de Fox Squirrel en 2025, facteur contré en partie parl'apport supérieur des installations éoliennes extracôtières en Europe en raison des plus fortes ressources éoliennes.Éliminations et divers
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration83131(Perte) profit réalisé sur le règlement de couvertures de change (5)(204)BAIIA ajusté178(73)1Mesure 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 augmenté de 151 M$ comparativement à celui du premier trimestre de 2025, principalement en raison du facteur suivant :la diminution des pertes de change réalisées sur le règlement de couvertures en 2026.Flux de trésorerie distribuables
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Oléoducs2 3032 621Transport de gaz1 5181 439Distribution et stockage de gaz1 7091 600Production d'énergie renouvelable 202241Éliminations et divers78(73)BAIIA ajusté1, 35 8105 828Investissements de maintien(218)(229)Charge d'intérêts1(1 247)(1 247)Impôts exigibles1(349)(390)Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et à la participation ne donnant par le contrôle rachetable1 (99)(100)Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites11127Dividendes sur les actions privilégiées(107)(102)Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits2(58)10Autres ajustements hors trésorerie17—FTD33 8513 777Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation2 1822 1791Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.2Comprend 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.3Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.Au premier trimestre de 2026, les FTD ont augmenté de 74 M$ comparativement à ceux du premier trimestre de 2025, en raison des facteurs suivants :les distributions versées par nos satellites supérieures à la quote-part du bénéfice en raison de l'absence du produit du règlement d'un litige dans le secteur Oléoducs;la baisse des impôts exigibles en raison de l'amortissement fiscal plus élevé aux États-Unis; facteurs annulés en partie parl'accroissement des produits non monétaires liés à la comptabilisation de produits associés aux droits de rattrapage.Bénéfice ajusté
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté1, 25 8105 828Amortissement(1 485)(1 459)Charge d'intérêts2(1 253)(1 261)Charge d'impôts2(751)(709)Participations ne donnant pas le contrôle et participation ne donnant pas le contrôle rachetable2 (84)(54)Dividendes sur les actions privilégiées(107)(103)Bénéfice ajusté12 1302 242Bénéfice ajusté par action ordinaire10,981,031Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.2Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.Le bénéfice ajusté a diminué de 112 M$ et le bénéfice ajusté par action a affiché un recul de 0,05 $, par rapport à ceux du premier trimestre de 2025, en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à la baisse du BAIIA ajusté, en plus des facteurs suivants :la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs mis en service depuis le premier trimestre de 2025;la hausse des impôts sur les bénéfices attribuable à l'absence de crédits d'impôt à l'investissement en 2026.CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUEEnbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 8 mai 2026 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour faire le point sur la situation de la société et passer en revue les résultats du premier trimestre de 2026. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 800 606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/351001154. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1 800 606-3040 (code d'identification : 9581867).Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de questions et réponses à l'intention exclusive des analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.DÉCLARATION DE DIVIDENDESLe 5 mai 2026, le conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes sont payables le 1er juin 2026 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2026.
Dividende
par action
Actions ordinaires0,9700$Actions privilégiées, série A 0,34375$Actions privilégiées, série B0,32513$Actions privilégiées, série D0,33825$Actions privilégiées, série F0,34613$Actions privilégiées, série G10,29616$Actions privilégiées, série H0,38200$Actions privilégiées, série I20,27159$Actions privilégiées, série L0,36612$ USActions privilégiées, série N0,41850$Actions privilégiées, série P0,36988$Actions privilégiées, série R0,39463$Actions privilégiées, série 10,41898$ USActions privilégiées, série 30,33050$Actions privilégiées, série 43 0,28797$Actions privilégiées, série 50,41769$ USActions privilégiées, série 70,37425$Actions privilégiées, série 90,35450$Actions privilégiées, série 110,34231$Actions privilégiées, série 130,33719$Actions privilégiées, série 150,35163$Actions privilégiées, série 190,38825$1Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,29836 $ à 0,29616 $ le 1er mars 2026, en raison du rajustement des dividendes trimestriels après la date d'émission.2Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série I a diminué, passant de 0,27432 $ à 0,27159 $ le 1er mars 2026, en raison du rajustement des dividendes trimestriels après la date d'émission.3Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 4 a diminué, passant de 0,29034 $ à 0,28797 $ le 1er mars 2026, en raison du rajustement des dividendes trimestriels après la date d'émission.INFORMATION PROSPECTIVELe 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 à l'agrandissement de Tres Palacios, au prolongement du pipeline Vector, au programme de stockage et de distribution de gaz canadien et au projet Cone; les caractéristiques, les avantages prévus, le financement et le moment de nos acquisitions, cessions et autres transactions; 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.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 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.PERSONNES-RESSOURCES POUR UN
COMPLÉMENT D'INFORMATION
Enbridge Inc. - Médias
Enbridge Inc. - InvestisseursJesse Semko
Marlon SamuelSans frais : 1 888 992-0997
Sans frais : 1 800 481-2804Courriel : media@enbridge.com
Courriel : investor.relations@enbridge.com ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGRLe 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 AJUSTÉBÉNÉFICE CONSOLIDÉ
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs1 9572 593Transport de gaz1 5701 473Distribution et stockage de gaz1 7091 600Production d'énergie renouvelable188223Éliminations et divers(404)40BAIIA5 0205 929Amortissement(1 433)(1 408)Charge d'intérêts(1 222)(1 334)Charge d'impôts(587)(697)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et à la
participation ne donnant pas le contrôle rachetable—(126)Dividendes sur les actions privilégiées(107)(103)Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1 6712 261RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs2 3032 621Transport de gaz1 5181 439Distribution et stockage de gaz1 7091 600Production d'énergie renouvelable 202241Éliminations et divers78(73)BAIIA ajusté5 8105 828Amortissement(1 485)(1 459)Charge d'intérêts(1 253)(1 261)Charge d'impôts (751)(709)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et à la
participation ne donnant pas le contrôle rachetable(84)(54)Dividendes sur les actions privilégiées(107)(103)Bénéfice ajusté2 1302 242Bénéfice ajusté par action ordinaire0,981,03RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA5 0205 929Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés 772(158)Gain à la vente d'actifs—(114)Perte de couverture réalisée—139Autres1832Total des éléments d'ajustement790(101)BAIIA ajusté5 8105 828Amortissement(1 433)(1 408)Charge d'intérêts(1 222)(1 334)Charge d'impôts(587)(697)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et
à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable—(126)Dividendes sur les actions privilégiées(107)(103)Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement(52)(51)Charge d'intérêts(31)73Charge d'impôts(164)(12)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle(84)72Bénéfice ajusté2 1302 242Bénéfice ajusté par action ordinaire0,981,03ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUROLÉODUCS
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté2 3032 621Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés (352)5Autres6(33)Total des ajustements(346)(28)BAIIA1 9572 593TRANSPORT DE GAZ
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté1 5181 439Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés 19(61)Gain à la vente d'actifs—87Autres338Total des ajustements5234BAIIA1 5701 473DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté1 7091 600Total des ajustements——BAIIA1 7091 600PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté202241Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés —105Perte de couverture réalisée—(139)Gain à la vente d'actifs—27Autres(14)(11)Total des ajustements(14)(18)BAIIA188223ÉLIMINATIONS ET DIVERS
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté78(73)Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
- taux de change(428)70Autres(54)43Total des ajustements(482)113BAIIA(404)40ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - ENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
Trimestres clos les
31 mars
20262025(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie nettes liées aux activités d'exploitation2 3423 053Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation11 921899
4 2633 952Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et
à la participation ne donnant pas le contrôle rachetable(99)(100)Dividendes sur les actions privilégiées(107)(102)Investissements de maintien(218)(229)Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits(58)10Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs2 242188Autres éléments(172)58FTD3 8513 7771Variations des actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des recouvrements.2Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement. SOURCE Enbridge Inc. Original: Enbridge présente de solides résultats financiers pour le premier trimestre, confirme ses prévisions financières pour 2026 et fait croître le carnet de projets garantis à 40 G$
CA Market News
5月前
Enbridge Reports Record 2025 Financial Results, Reaffirms 2026 Financial Guidance, and Grows Secured Backlog to $39 BillionFebruary 13, 2026 7:00 AM
PR Newswire (Canada)
CALGARY, AB, Feb. 13, 2026 /CNW/ - Enbridge Inc. (Enbridge or the Company) (TSX: ENB) (NYSE: ENB) today reported fourth quarter 2025 financial results, reaffirmed its 2026 financial guidance and provided a quarterly business update.
Highlights
(All financial figures are unaudited and in Canadian dollars unless otherwise noted. * identifies non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.)Full-year GAAP earnings attributable to common shareholders of $7.1 billion or $3.23 per common share, compared with GAAP earnings attributable to common shareholders of $5.1 billion or $2.34 per common share in 2024Full-year adjusted earnings* of $6.6 billion or $3.02 per common share*, an increase of 9% and 8% respectively, compared with $6.0 billion or $2.80 per common share in 2024Full-year adjusted earnings before interest, income taxes and depreciation and amortization (EBITDA)* of $20.0 billion, an increase of 7%, compared with $18.6 billion in 2024Full-year cash provided by operating activities of $12.3 billion, compared with $12.6 billion in 2024Full-year distributable cash flow (DCF)* of $12.5 billion, an increase of 4%, compared with $12.0 billion in 2024Achieved financial guidance for the 20th consecutive year, reflecting continued business resilience and predictability across all franchisesIncreased the 2026 quarterly dividend by 3% to $0.97 ($3.88 annualized) per share, reflecting the 31st consecutive annual increaseReaffirmed 2026 full year financial guidance and multi-year financial outlookPlaced $5 billion of organic growth capital into service in 2025Sanctioned $14 billion of organic growth projects during 2025Sanctioned Mainline Optimization Phase 1 (MLO1), adding 150 kbpd of Mainline system capacity and 100 kbpd of Flanagan South Pipeline (FSP) capacity under long-term take-or-pay contracts, supporting full-path demand, for US$1.4 billionSanctioned the Bay Runner extension to the Whistler Pipeline and upsized the previously announced Eiger Express Pipeline from 2.5 Bcf/d to 3.7 Bcf/dSanctioned Cowboy Phase 1, a 365 MW solar facility and a 135 MW battery energy storage system (BESS), expandable up to 200 MW, under long-term agreements to support a global technology company's operations in Cheyenne, Wyoming, for US$1.2 billionSanctioned Easter, a 152 MW onshore wind project in Amarillo, Texas supporting Meta Platforms, Inc. (Meta)'s data center operations under a long-term power purchase agreement, for US$0.4 billionExited the year with Debt-to-EBITDA* of 4.8x, providing significant financial flexibilityCEO COMMENT
Greg Ebel, President and CEO commented the following:"With the changing dynamics we see in today's energy sector, our all-of-the-above approach to energy and incumbent asset footprint positions us to capitalize on growing energy demand. This past year, Enbridge continued to benefit from our size and capacity, securing $14 billion of projects across our four businesses. Sanctioned projects addressed a range of energy demand themes, advancing incremental WCSB egress, expanding natural gas transmission capacity in the U.S. Northeast, bolstering our natural gas storage businesses on the Gulf Coast and in British Columbia, and building on our partnership with Meta in the power space. I'm pleased with the progress we've made towards the commitments laid out last Enbridge Day, ahead of the timelines shared just under a year ago. Today, our total secured backlog sits at $39 billion, up approximately 35% since Enbridge Day, and we'll continue to advance our suite of opportunities across natural gas, liquids, and renewable power to meet growing energy demand in North America and beyond."Despite tariffs and geopolitical tension, 2025 showcased our low-risk commercial framework delivering predictable results amid macroeconomic uncertainty. We're proud to announce that Enbridge has once again achieved record EBITDA and DCF per share, marking the 20th consecutive year of achieving or exceeding financial guidance."In Liquids, Mainline volumes averaged 3.1 MMbpd in 2025, and the system was apportioned for nine months of the year. This quarter we sanctioned Mainline Optimization Phase 1, which will add 150 kbpd of incremental WCSB egress and is expected to enter service in 2027. The project includes a 100 kpbd expansion of our Flanagan South Pipeline system, adding critical full-path service to the U.S. Gulf Coast. Along with the expansion of FSP, our existing customers on that system also extended the majority of their existing contracts beyond 2040, showcasing long-term demand for our integrated system. Despite the uncertainty created by the events in Venezuela, our shippers have made it clear they remain interested in advancing further egress along the Mainline from Canada down to the Gulf Coast. The opportunity to deliver Mainline Optimization Phase 2 and create cost effective incremental egress in 2028 continues to advance with our customers."In Gas Transmission, alongside our Whistler Parent JV partners, we sanctioned Bay Runner, an extension of the Whistler Pipeline. We continue to advance the pipeline that will serve the Rio Grande LNG facility, leveraging a combination of the previously sanctioned Rio Bravo Pipeline and the Bay Runner project. These projects will serve up to 5.3 Bcf/d of the natural gas demand for the Rio Grande project, providing supply from the Agua Dulce hub. This follows the upsizing of the Eiger Express Pipeline in November, driven by growing demand for Permian natural gas egress capacity. We continue to advance over 50 data center opportunities across North America, requiring up to 10 Bcf/d of new takeaway capacity in close proximity to our existing Gas Transmission assets and expect to sanction additional projects supporting power generation and data centers in 2026 and the years ahead."In Gas Distribution, new rates have come into effect for both Enbridge Gas North Carolina and Utah, after each respective utility commission approved settlements filed in 2025. At Enbridge Gas Ohio, we filed a new rate case at the end of the year. We plan to continue to invest approximately $3 billion per year in growth capital across our four utilities, helping keep the systems operating safely and reliably into the future."In Renewable Power, we are sanctioning two new projects that advance our growing partnership with global technology companies. Cowboy Phase 1 is a 365 MW solar project and a 135 MW battery energy storage system, expandable up to 200 MW, in Wyoming. Easter will provide an additional 152 MW of onshore wind power in Texas to support Meta's technology and data center operations. Both projects are secured by long-term power purchase agreements and are expected to be fully in service by 2027. We now have over 750 MW of power generation under construction to support Meta's operations that will also add new generation to the grid."2025 was another milestone year for Enbridge and we are focused on capturing the next set of growth opportunities across the energy landscape. Our leverage remains within our 4.5x to 5.0x range and our annual investment capacity for additional growth projects is growing alongside the Company, now sitting between $10 billion and $11 billion. We have made significant progress towards the commitments laid out last Enbridge Day and will continue to win our share of attractive opportunities, positioning Enbridge as a first-choice investment opportunity."FINANCIAL RESULTS SUMMARYFinancial results for the three and twelve months ended December 31, 2025 and 2024 are summarized in the table below:
Three months ended
December 31,Twelve months ended
December 31,
2025202420252024(Unaudited; millions of Canadian dollars, except per share amounts; number
of shares in millions)
GAAP Earnings attributable to common shareholders1,9524937,0725,053GAAP Earnings per common share0.890.233.232.34Cash provided by operating activities3,1113,66212,27012,600Adjusted EBITDA15,2135,13019,95218,620Adjusted Earnings11,9211,6406,5786,037Adjusted Earnings per common share10.880.753.022.80Distributable Cash Flow13,2083,07412,45411,991Weighted average common shares outstanding2,1812,1782,1802,1551 Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.GAAP earnings attributable to common shareholders for the fourth quarter of 2025 increased by $1.5 billion, or $0.66 per share, compared with the same period in 2024. This increase was primarily due to non-cash, unrealized changes in the value of derivative financial instruments used to manage foreign exchange, interest rate and commodity price risks. In addition, the increased quarterly operating performance discussed below contributed to the higher earnings.On a full year basis for 2025, GAAP earnings attributable to common shareholders increased by $2.0 billion, or $0.89 per share, due to the same non-cash, unrealized changes in the value of derivative financial instruments discussed above, partially offset by the absence of the 2024 gain on sale from the disposition of interests in Alliance Pipeline and Aux Sable and an impairment of rate-regulated assets in Enbridge Gas Ohio.The period-over-period comparability of GAAP earnings attributable to common shareholders is impacted by certain unusual, infrequent or other non-operating factors which are noted in the reconciliation schedule included in Appendix A of this news release. Refer to the Company's Management's Discussion & Analysis for 2025 filed in conjunction with the year-end financial statements for a detailed discussion of GAAP financial results.Adjusted EBITDA in the fourth quarter of 2025 increased by $83 million compared with the same period in 2024. This was due primarily to favorable Gas Transmission contracting and Venice Extension entering service, colder weather and higher rates and customer growth at Enbridge Gas Ontario, partially offset by the absence in 2025 of equity earnings related to investment tax credits from our investment in Fox Squirrel Solar.Adjusted EBITDA for the year ended December 31, 2025 increased by $1.3 billion compared with the same period in 2024. This was primarily driven by a full year of contributions from the U.S. Gas Utilities, colder weather, higher rates and customer growth at Enbridge Gas Ontario, higher contributions from our Gas Transmission segment from rate case settlements and favorable contracting, and Venice Extension entering service. These factors were partially offset by lower spot volumes on the Flanagan South liquids pipeline, the absence in 2025 of equity earnings related to investment tax credits from our investment in Fox Squirrel Solar, and the absence of contributions from Alliance Pipeline and Aux Sable due to the sale of our interests in April 2024.Adjusted earnings in the fourth quarter of 2025 increased by $281 million, or $0.13 per share, compared with the same period in 2024, due to EBITDA factors discussed above and lower income tax expense, mainly driven by lower effective U.S. tax rate primarily from the impacts of higher investment tax credits, partially offset by higher depreciation from assets placed into service since the fourth quarter of 2024.Adjusted earnings for the year ended December 31, 2025 increased by $541 million, or $0.22 per share, compared with the same period in 2024, primarily due to the same factors discussed above for the fourth quarter, partially offset by higher interest expense, primarily due to higher average debt balance outstanding.DCF for the fourth quarter of 2025 increased $134 million compared with the same period in 2024, primarily due to EBITDA factors discussed above in addition to lower maintenance capital spend related to supply chain optimization and lower current taxes due to higher investment tax credits, partially offset by higher average debt principal, resulting in higher interest expense.DCF for the year ended December 31, 2025 increased by $463 million, compared with the same period in 2024, primarily due to EBITDA factors discussed above, partially offset by higher interest expense primarily due to higher average debt balance outstanding, higher current taxes on higher earnings, and higher maintenance capital from the acquired U.S. Gas Utilities.Per share metrics in 2025, relative to 2024, are negatively impacted by the at-the-market (ATM) issuances of common shares in the second quarter of 2024 as part of the funding plan for the U.S. Gas Utilities.Detailed financial information and analysis can be found below under Fourth Quarter and Annual 2025 Financial Results.FINANCIAL OUTLOOKThe Company reaffirms its 2026 financial guidance for adjusted EBITDA between $20.2 billion and $20.8 billion and DCF per share between $5.70 and $6.10.Enbridge increased its 2026 quarterly dividend by 3% to $0.97 ($3.88 annualized) per share, commencing with the dividend payable on March 1, 2026 to shareholders of record on February 17, 2026. This marks the 31st consecutive dividend increase for the Company.The Company also reaffirms its 2023 to 2026 near-term growth of 7-9% for adjusted EBITDA, 4-6% for adjusted earnings per share (EPS) and approximately 3% for DCF per share. Post 2026, adjusted EBITDA, EPS and DCF per share are all expected to grow by approximately 5% annually.FINANCING UPDATEIn November 2025, Enbridge Inc. issued US$1.5 billion of senior notes consisting of US$500 million of 3-year notes, US$500 million of 5-year notes, and US$500 million of 10-year notes. Proceeds from these offerings were used to pay down existing indebtedness, finance capital expenditures, and for general corporate purposes.The Company's rolling 12-month Debt-to-EBITDA metric at the end of the year was 4.8x, within our Debt-to-EBITDA target range of 4.5-5.0x.SECURED GROWTH PROJECT EXECUTION UPDATEEnbridge brought approximately $5 billion of growth projects into service in 2025, including:$2.2B of Gas Distribution's Utility Growth Capital across all four utilitiesUS$0.7B of Gas Transmission's Modernization programUS$0.6B Sequoia Solar Phase 1$0.5B of Mainline Capital InvestmentUS$0.3B Orange Grove SolarUS$0.1B Appalachia to Market IIUS$0.1B of Enbridge Ingleside Energy Center VII and Gray Oak expansionsEnbridge added approximately $14 billion of projects to its secured growth backlog in 2025:Liquids Pipelines$2.0B Mainline Capital InvestmentUS$1.4B Mainline Optimization Phase 1US$0.5B Southern Illinois Connector PipelineUS$0.3B Pelican CO2 HubGas TransmissionUS$0.5B U.S. Gulf Coast Storage program$0.4B Birch Grove ExpansionUS$0.3B Canyon System ExpansionUS$0.3B Algonquin Gas Transmission Enhancement$0.3B Aitken Creek ExpansionUS$0.2B Gas Transmission ModernizationUS$0.1B Line 31 Texas Eastern ExpansionGas Distribution and Storage$2.8B Utility Growth CapitalRenewable PowerUS$1.2B Cowboy Phase 1US$0.9B Clear Fork SolarUS$0.4B EasterThe secured growth backlog now sits at approximately $39 billion and we expect to place $8 billion into service in 2026. Financing of the secured growth program is expected to be provided through the Company's anticipated $10-11 billion of annual growth capital investment capacity.FOURTH QUARTER BUSINESS UPDATESLiquids Pipelines: Mainline Optimization Phase 1During the quarter, Enbridge sanctioned Mainline Optimization Phase One, a US$1.4 billion expansion of the Mainline and FSP systems to meet customer demand for incremental egress, increasing deliveries of Canadian heavy oil to key refining markets in the U.S. Midwest (PADD II) and Gulf Coast (PADD III). MLO1 is expected to add 150 kbpd of Mainline system capacity, and 100 kbpd of FSP capacity via increased horsepower, upstream optimizations and terminal enhancements. The combined project is expected to enter service in 2027.The FSP expansion is underpinned by long-term, take-or-pay contracts providing full-path service from Edmonton, Alberta to Houston, Texas. In addition, the majority of existing customers also elected to extend their existing FSP full-path contracts beyond 2040.Gas Transmission: Permian Joint Venture Strategic UpdateEnbridge has sanctioned the Bay Runner extension to the Whistler Pipeline to serve natural gas demands from NextDecade's Rio Grande LNG development. This new system will offer incremental service between the Agua Dulce hub and Brownsville in combination with the Rio Bravo Pipeline project for a total capacity of up to 5.3 Bcf/d. In November, the Matterhorn joint venture announced it had upsized the previously sanctioned Eiger Express Pipeline to 3.7 Bcf/d from 2.5 Bcf/d, secured by additional firm transportation agreements. The new capacity will not impact the expected in-service date in 2028.Gas Distribution & Storage: Enbridge Gas Ohio Rate Case ApplicationIn December 2025, Enbridge Gas Ohio filed a base rate case application proposing an annual revenue requirement increase of US$163 million, to be effective in early 2027. The base rate increase was proposed to recover the investment in distribution infrastructure and other costs to serve, including operating expenses and debt servicing costs.Renewable Power: Cowboy Phase 1Enbridge has sanctioned Cowboy Phase 1, a greenfield development in Cheyenne, Wyoming, consisting of 365 MW of solar generation capacity and 135 MW of battery energy storage, expandable up to 200 MW with further utility review and approval. Cheyenne Light Fuel and Power (CLFP), through Wyoming's Large Power Contract Service (LPCS) tariff, will deliver the power generated from the project to a global technology company under a long-term power purchase agreement. The BESS capacity is contracted to support the same customers' operations through a long-term fixed-price battery tolling agreement with CLFP through the same LPCS tariff, and the batteries will be supplied and maintained by Tesla. Enbridge expects to invest US$1.2 billion to construct both the Cowboy solar facility and the BESS, both of which are expected to enter service by the end of 2027.Renewable Power: EasterEnbridge has sanctioned Easter, an onshore wind project near Amarillo, Texas. Easter is expected to have 152 MW of wind generation capacity and Meta has signed a power purchase agreement for the renewable output from the project. Enbridge expects the project to cost US$0.4 billion with phased project completions expected in 2026 and 2027.FOURTH QUARTER AND ANNUAL 2025 FINANCIAL RESULTS GAAP Segment EBITDA and Cash Flow from Operations
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
2,189
2,352
9,396
9,531
Gas Transmission
1,306
1,150
5,491
5,656
Gas Distribution and Storage
1,139
1,015
3,809
2,869
Renewable Power Generation
199
236
620
733
Eliminations and Other
333
(1,402)
1,161
(1,904)
EBITDA1
5,166
3,351
20,477
16,885
Earnings attributable to common shareholders
1,952
493
7,072
5,053
Cash provided by operating activities
3,111
3,662
12,270
12,600
1 Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.For purposes of evaluating performance, the Company makes adjustments to GAAP reported earnings, segment EBITDA and cash flow provided by operating activities for unusual, infrequent or other non-operating factors, which allow management and investors to more accurately compare the Company's performance across periods, normalizing for factors that are not indicative of underlying business performance. Tables incorporating these adjustments follow below. Schedules reconciling EBITDA, adjusted EBITDA, adjusted EBITDA by segment, adjusted earnings, adjusted earnings per share and DCF to their closest GAAP equivalent are provided in the Appendices to this news release.Adjusted EBITDA By Segment
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
2,446
2,395
9,710
9,654
Gas Transmission
1,312
1,272
5,397
4,782
Gas Distribution and Storage
1,139
1,015
4,139
2,869
Renewable Power Generation
211
308
672
820
Eliminations and Other
105
140
34
495
Adjusted EBITDA1
5,213
5,130
19,952
18,620
Adjusted Earnings1
1,921
1,640
6,578
6,037
1 Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Adjusted EBITDA generated from U.S. dollar denominated businesses was translated to Canadian dollars at a lower average exchange rate (C$1.39/US$) in the fourth quarter of 2025 when compared with the same quarter in 2024 (C$1.40/US$). On a full year basis, adjusted EBITDA generated from U.S. dollar businesses was translated at C$1.40/US$, compared with C$1.37/US$ in 2024. A significant portion of U.S. dollar earnings are hedged under the Company's enterprise-wide financial risk management program. The hedge settlements are reported within Eliminations and Other.Liquids Pipelines
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Mainline System
1,410
1,339
5,506
5,342
Regional Oil Sands System
249
232
978
925
Gulf Coast and Mid-Continent Systems1
348
369
1,400
1,596
Other Systems2
439
455
1,826
1,791
Adjusted EBITDA3
2,446
2,395
9,710
9,654
1Consists of Flanagan South Pipeline, Seaway Pipeline, Gray Oak Pipeline, Cactus II Pipeline, Enbridge Ingleside Energy Center, and others.2Other consists of Southern Lights Pipeline, Express-Platte System, Bakken System, and others. 3Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Liquids Pipelines adjusted EBITDA increased $51 million compared with the fourth quarter of 2024, primarily related to:higher Mainline System contributions as a result of higher demand, annual escalators and surcharge
effective July 1, 2025, and lower power costs from operational efficiencies and lower mill rates, net of earnings sharing; andhigher contributions from Line 9 due to higher volumes; partially offset bylower contributions from the Gulf Coast and Mid-Continent Systems primarily due to lower spot volumes on the Flanagan South Pipeline.Full year 2025 Liquids Pipelines adjusted EBITDA increased by $56 million compared with 2024 and was primarily impacted by the same factors discussed above as well as:equity earnings attributable to a litigation settlement; andthe favorable effect of translating U.S. dollar earnings at a higher average exchange rate in 2025,
compared to 2024; partially offset bylower contributions from the Bakken System due to lower volumes.Gas Transmission
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
U.S. Gas Transmission
997
1,009
4,336
3,795
Canadian Gas Transmission
190
157
629
552
Other1
125
106
432
435
Adjusted EBITDA2
1,312
1,272
5,397
4,782
2 Other consists of Tomorrow RNG, Gulf Offshore assets, our investment in DCP Midstream, and others.3 Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Gas Transmission adjusted EBITDA increased $40 million compared with the fourth quarter of 2024, primarily related to:contributions from placing Venice Extension into service and the acquisition of an interest in Matterhorn Express Pipeline;higher revenues at Aitken Creek due to favorable storage spreads; andfavorable contracting and successful rate case settlements on our U.S. Gas Transmission assets; partially offset bytiming of operating costs on our U.S. Gas Transmission assets.Full year 2025 Gas Transmission adjusted EBITDA increased by $615 million compared with 2024 and was primarily impacted by the same factors discussed above as well as:higher earnings from our investment in DCP Midstream; andthe favorable effect of translating U.S. dollar earnings at a higher average exchange rate in 2025,
compared to 2024; partially offset bythe absence of contributions from Alliance Pipeline and Aux Sable due to the sale of our interests in
these investments in April 2024; andlower earnings at Tomorrow RNG primarily due to lower RIN pricing and lower production volumes.Gas Distribution and Storage
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Enbridge Gas Ontario1
586
502
2,246
1,872
U.S. Gas Utilities1
535
502
1,843
947
Other
18
11
50
50
Adjusted EBITDA2
1,139
1,015
4,139
2,869
1Enbridge Gas Inc. doing business as Enbridge Gas Ontario. U.S. Gas Utilities consist of The East Ohio Gas Company (doing business as Enbridge Gas Ohio), Questar Gas Company (doing business as Enbridge Gas Utah) and Public Service Company of North Carolina Incorporated (doing business as Enbridge Gas North Carolina).2Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Adjusted EBITDA for Enbridge Gas Ontario, Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina typically follows a seasonal profile. EBITDA is generally highest in the first and fourth quarters of the year. Seasonal profiles for Enbridge Gas Ontario, Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina reflect greater volumetric demand during the heating season and the magnitude of the seasonal adjusted EBITDA fluctuations will vary from year-to-year in Ontario reflecting the impact of colder or warmer than normal weather on distribution volumes. Enbridge Gas Ohio's earnings are largely decoupled from volumes and less impacted by weather fluctuations. Enbridge Gas Utah and Enbridge Gas North Carolina have revenue decoupling mechanisms that are not impacted by weather or gas volume variability, but revenues are shaped to align with the seasonal usage profile. Enbridge Gas Ontario revenue is affected by weather variability.Gas Distribution and Storage adjusted EBITDA increased $124 million compared with the fourth quarter of 2024 primarily related to:higher distribution margin resulting from an increase in rates and customer base at Enbridge Gas Ontario;higher storage optimization and pricing at Enbridge Gas Ontario; andincreased revenue requirement from recovery of capital investments at Enbridge Gas Ohio and higher base rates at Enbridge Gas North Carolina.When compared with the normal forecast embedded in rates, the positive impact of weather to Adjusted EBITDA for Enbridge Gas Ontario was approximately $18 million in the fourth quarter of 2025, net of sharing, compared to a negative impact of approximately $23 million in the same period of 2024.Full year 2025 Gas Distribution and Storage adjusted EBITDA increased by $1.3 billion compared with 2024 and was primarily impacted by the same factors discussed above as well as a full year of contributions from the U.S. Gas Utilities and colder than normal weather in 2025 which positively impacted 2025 Enbridge Gas Ontario EBITDA by approximately $159 million year over year, net of sharing. When compared with the normal forecast embedded in rates, the positive impact of weather for Enbridge Gas Ontario was approximately $30 million in 2025, net of sharing, compared to a negative impact of approximately $129 million in 2024.Renewable Power Generation
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA1
211
308
672
820
1 Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Renewable Power Generation adjusted EBITDA decreased $97 million compared with the fourth quarter of 2024 primarily related to:the absence in 2025 of equity earnings related to investment tax credits from our investment in Fox Squirrel Solar; partially offset bystrong wind resources at European offshore wind facilities.Full year 2025 Renewable Power adjusted EBITDA decreased by $148 million compared with 2024 and was primarily impacted by lower equity earnings related to investment tax credits from our investment in Fox Squirrel Solar.Eliminations and Other
Three months ended
December 31,
Twelve months
ended December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Operating and administrative recoveries
179
206
493
587
Realized foreign exchange hedge settlement (loss)/gain
(74)
(66)
(459)
(92)
Adjusted EBITDA1
105
140
34
495
1 Non-GAAP financial measure. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Operating and administrative recoveries captured in this segment reflect the cost of centrally delivered services (including depreciation of corporate assets) inclusive of amounts recovered from business units for the provision of those services. U.S. dollar denominated earnings within operating segment results are translated at average foreign exchange rates during the quarter, and the impact of settlements made under the Company's enterprise foreign exchange hedging program are captured in this corporate segment.Eliminations and Other adjusted EBITDA decreased $35 million compared with the fourth quarter of 2024 due to:Lower investment income from our wholly-owned captive insurance subsidiary.Full year 2025 Eliminations and Other adjusted EBITDA decreased by $461 million compared with 2024 and was primarily impacted by the same factor discussed above in addition to higher realized foreign exchange losses on hedge settlements and lower investment income in 2025 compared to 2024 which benefited from the pre-funding of the U.S. Gas Utilities acquisitions.Distributable Cash Flow
Three months
ended December
31,
Twelve months
ended December
31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars; number of shares in millions)
Liquids Pipelines
2,446
2,395
9,710
9,654
Gas Transmission
1,312
1,272
5,397
4,782
Gas Distribution and Storage
1,139
1,015
4,139
2,869
Renewable Power Generation
211
308
672
820
Eliminations and Other
105
140
34
495
Adjusted EBITDA1,3
5,213
5,130
19,952
18,620
Maintenance capital
(336)
(370)
(1,184)
(1,118)
Interest expense1
(1,268)
(1,247)
(4,964)
(4,475)
Current income tax1
(243)
(278)
(1,014)
(875)
Distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest1
(101)
(88)
(377)
(333)
Cash distributions in excess of equity earnings1
68
47
403
394
Preference share dividends
(108)
(101)
(419)
(388)
Other receipts of cash not recognized in revenue2
(29)
8
60
97
Other non-cash adjustments1
12
(27)
(3)
69
DCF3
3,208
3,074
12,454
11,991
Weighted average common shares outstanding
2,181
2,178
2,180
2,155
1Presented net of adjusting items.2Consists of cash received, net of revenue recognized, for contracts under make-up rights and similar deferred revenue arrangements.3Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.Fourth quarter 2025 DCF increased $134 million compared with the same period of 2024 primarily due to operational factors contributing to higher adjusted EBITDA discussed above, in addition to:lower maintenance capital spend related to supply chain optimization; andlower current taxes due to higher investment tax credits and benefits from the One Big Beautiful Bill Act; partially offset byhigher debt principal resulting in higher interest expense.Full year 2025 DCF increased $463 million compared with 2024 results primarily due to operational factors contributing to higher adjusted EBITDA discussed above, partially offset by:higher debt principal resulting in higher interest expense;higher current taxes due to higher earnings; andhigher maintenance capital from a full year of the acquired U.S. Gas Utilities.Adjusted Earnings
Three months
ended December
31,
Twelve months
ended December
31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
Adjusted EBITDA1,2
5,213
5,130
19,952
18,620
Depreciation and amortization
(1,518)
(1,434)
(5,871)
(5,353)
Interest expense2
(1,277)
(1,273)
(5,007)
(4,534)
Income taxes2
(319)
(630)
(1,854)
(2,120)
Noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest2
(70)
(52)
(223)
(188)
Preference share dividends
(108)
(101)
(419)
(388)
Adjusted earnings1
1,921
1,640
6,578
6,037
Adjusted earnings per common share1
0.88
0.75
3.02
2.80
1 Non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.2 Presented net of adjusting items.Adjusted earnings increased $281 million and adjusted earnings per share increased by $0.13 when compared with the fourth quarter in 2024 primarily due to higher adjusted EBITDA driven by operational factors discussed above, and:lower income tax expense driven by lower effective U.S. tax rates primarily from the impacts of higher investment tax credits; partially offset byhigher depreciation from assets placed into service since the fourth quarter of 2024.Full year adjusted earnings increased $541 million and adjusted earnings per share increased $0.22 compared with 2024 due to the factors discussed above, partially offset by higher depreciation and higher debt principal from the U.S. Gas Utility acquisitions resulting in higher interest expense. Per share metrics were negatively impacted by ATM issuances in the second quarter of 2024, as part of the funding for the Acquisitions.CONFERENCE CALLEnbridge will host a conference call and webcast on February 13, 2026 at 9:00 a.m. Eastern Time (7:00 a.m. Mountain Time) to provide a business update and review 2025 fourth quarter results. Analysts, members of the media and other interested parties can access the call toll free at 1-800-606-3040. The call will be audio webcast live at https://events.q4inc.com/attendee/696756185. It is recommended that participants dial in or join the audio webcast fifteen minutes prior to the scheduled start time. A webcast replay will be available soon after the conclusion of the event and a transcript will be posted to the website. The replay will be available for seven days after the call toll-free 1-(800)-606-3040 (conference ID: 9581867).The conference call format will include prepared remarks from the executive team followed by a question and answer session for the analyst and investor community only. Enbridge's media and investor relations teams will be available after the call for any additional questions.DIVIDEND DECLARATIONOn December 2, 2025, our Board of Directors declared the following quarterly dividends. All dividends are payable on March 1, 2026 to shareholders of record on February 17, 2026.
Dividend per shareCommon Shares1$0.9700Preference Shares, Series A$0.34375Preference Shares, Series B$0.32513Preference Shares, Series D$0.33825Preference Shares, Series F$0.34613Preference Shares, Series G2$0.29836Preference Shares, Series H$0.38200Preference Shares, Series I3$0.27432Preference Shares, Series LUS$0.36612Preference Shares, Series N$0.41850Preference Shares, Series P$0.36988Preference Shares, Series R$0.39463Preference Shares, Series 1US$0.41898Preference Shares, Series 3$0.33050Preference Shares, Series 44 $0.29034Preference Shares, Series 5US$0.41769Preference Shares, Series 7$0.37425Preference Shares, Series 9$0.35450Preference Shares, Series 11$0.34231Preference Shares, Series 13$0.33719Preference Shares, Series 15$0.35163Preference Shares, Series 19$0.388251The quarterly dividend per common share was increased 3% to $0.9700 from $0.9425, effective March 1, 20262The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series G was decreased to $0.29836 from $0.32411 on December 1, 2025 due to reset on a quarterly basis.3The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series I was decreased to $0.27432 from $0.29980 on December 1, 2025 due to reset on a quarterly basis.4The quarterly dividend per share paid on Preference Shares, Series 4 was decreased to $0.29034 from $0.31601 on December 1, 2025 due to reset on a quarterly basis.FORWARD-LOOKING INFORMATIONForward-looking information, or forward-looking statements, have been included in this news release to provide information about Enbridge and its subsidiaries and affiliates, including management's assessment of Enbridge and its subsidiaries' future plans and operations. This information may not be appropriate for other purposes. Forward looking statements are typically identified by words such as ''anticipate'', ''believe'', "estimate'', ''expect'', ''forecast'', ''intend'', "likely", ''plan'', ''project'', ''target'', and similar words suggesting future outcomes or statements regarding an outlook. Forward-looking information or statements included or incorporated by reference in this document include, but are not limited to, statements with respect to the following: our corporate vision and strategy, including our strategic priorities and enablers; 2026 financial guidance and near term outlook, including projected DCF per share, EPS and adjusted EBITDA and expected growth thereof; expected dividends, dividend growth and payout policy; expected supply of, demand for, exports of and prices of crude oil, natural gas, natural gas liquids (NGL), liquefied natural gas (LNG), renewable natural gas (RNG) and renewable energy; industry and market conditions; anticipated utilization of our assets; expected EBITDA and adjusted EBITDA; expected earnings/(loss) and adjusted earnings/(loss); expected DCF and DCF per share; expected future cash flows; expected shareholder returns and asset returns; expected performance of Enbridge's businesses; financial strength, capacity and flexibility; financing costs and plans; expectations on leverage, including Debt-to EBITDA ratio; expectations on sources of liquidity and sufficiency of financial resources; expected costs, benefits and in-service dates related to announced projects and projects under construction; investable capacity and capital allocation priorities; impact of weather and seasonality; expected future growth, development and expansion opportunities, including with respect to the Mainline Optimization Phase 1 Project, Easter project and Cowboy Phase 1; the characteristics, anticipated benefits, financing and timing of our acquisitions, dispositions and other transactions, including the Acquisitions; government trade policies, as well as possible impacts of potential and announced tariffs, duties, fees, economic sanctions, or other trade measures and the timing thereof; expected future actions and decisions of regulators and courts and the timing and impact thereof; and toll and rate case discussions and proceedings and anticipated outcomes, timelines and impacts therefrom, including those relating to Enbridge Gas Ohio.Although Enbridge believes these forward-looking statements are reasonable based on the information available on the date such statements are made and processes used to prepare the information, such statements are not guarantees of future performance and readers are cautioned against placing undue reliance on forward-looking statements. By their nature, these statements involve a variety of assumptions, known and unknown risks and uncertainties and other factors, which may cause actual results, levels of activity and achievements to differ materially from those expressed or implied by such statements. Material assumptions include assumptions about the following: the expected supply of, demand for, export of and prices of crude oil, natural gas, NGL, LNG, RNG and renewable energy; anticipated utilization of our assets; exchange rates; inflation; interest rates; tariffs and trade policies; availability and price of labour and construction materials; the stability of our supply chain; operational reliability and performance; maintenance of support and regulatory approvals for our projects and transactions; anticipated in-service dates; weather; the timing, terms and closing of announced and potential acquisitions, dispositions and other transactions and projects and the anticipated benefits thereof; governmental legislation; litigation; credit ratings; capital project funding; hedging program; expected EBITDA and adjusted EBITDA; expected earnings/ (loss) and adjusted earnings/(loss); expected earnings/(loss) or adjusted earnings/(loss) per share; expected future cash flows; expected future DCF and DCF per share; estimated future dividends; financial strength and flexibility; debt and equity market conditions; and general economic and competitive conditions. Assumptions regarding the expected supply of and demand for crude oil, natural gas, NGL, LNG, RNG and renewable energy and the prices of these commodities are material to and underlie all forward-looking statements, as they may impact current and future levels of demand for our services. Similarly, exchange rates, inflation, interest rates and tariffs impact the economies and business environments in which we operate and may impact levels of demand for our services and cost of inputs and are therefore inherent in all forward-looking statements. The most relevant assumptions associated with forward-looking statements regarding announced projects and projects under construction, including estimated completion dates and expected capital expenditures, include the following: the availability and price of labour and construction materials; the stability of our supply chain; the effects of inflation and foreign exchange rates on labour and material costs; the effects of interest rates on borrowing costs; the impact of weather; and customer, government, court and regulatory approvals on construction and in-service schedules and cost recovery regimes.Enbridge's forward-looking statements are subject to risks and uncertainties pertaining to the successful execution of our strategic priorities; operating performance; legislative and regulatory parameters and decisions; litigation; acquisitions, dispositions and other transactions and the realization of anticipated benefits therefrom, including the Acquisitions; evolving government trade policies, including potential and announced tariffs, duties, fees, economic sanctions or other trade measures; operational dependence on third parties; project approval and support; renewals of rights-of-way; weather; economic and competitive conditions; global geopolitical conflicts and conditions; political decisions; public opinion; dividend policy; changes in tax laws and tax rates; exchange rates; interest rates; inflation; commodity prices; access to and cost of capital; our ability to maintain adequate insurance in the future at commercially reasonable rates and terms; and supply of, demand for, and prices of commodities and other alternative energy, including but not limited to those risks and uncertainties discussed in this news release and in Enbridge's other filings with Canadian and U.S. securities regulators. The impact of any one assumption, risk, uncertainty or factor on a particular forward-looking statement is not determinable with certainty, as these are interdependent, and our future course of action depends on management's assessment of all information available at the relevant time. Except to the extent required by applicable law, Enbridge assumes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statement made in this news release or otherwise, whether as a result of new information, future events or otherwise. All forward-looking statements, whether written or oral, attributable to us or persons acting on our behalf, are expressly qualified in their entirety by these cautionary statements.ABOUT ENBRIDGE INC.At Enbridge, we safely connect millions of people to the energy they rely on every day, fueling quality of life through our North American natural gas, oil and renewable power networks and our growing European offshore wind portfolio. We're investing in modern energy delivery infrastructure to sustain access to secure, affordable energy and building on more than a century of operating conventional energy infrastructure and two decades of experience in renewable power. We're advancing new technologies including hydrogen, renewable natural gas, and carbon capture and storage. Headquartered in Calgary, Alberta, Enbridge's common shares trade under the symbol ENB on the Toronto (TSX) and New York (NYSE) stock exchanges. To learn more, visit us at enbridge.com.None of the information contained in, or connected to, Enbridge's website is incorporated in or otherwise forms part of this news release.FOR FURTHER INFORMATION PLEASE CONTACT:Enbridge Inc. – Media Enbridge Inc. – Investment CommunityJesse Semko Marlon SamuelToll Free: (888) 992-0997 Toll Free: (800) 481-2804Email: media@enbridge.com Email: investor.relations@enbridge.com NON-GAAP RECONCILIATIONS APPENDICESThis news release contains references to EBITDA, adjusted EBITDA, adjusted earnings, adjusted earnings per common share (EPS) and DCF per share. Management believes the presentation of these metrics gives useful information to investors and shareholders, as they provide increased transparency and insight into the performance of the Company.EBITDA represents earnings before interest, tax, depreciation and amortization.Adjusted EBITDA represents EBITDA adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors on both a consolidated and segmented basis. Management uses EBITDA and adjusted EBITDA to set targets and to assess the performance of the Company and its business units.Adjusted earnings represent earnings attributable to common shareholders adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors included in adjusted EBITDA, as well as adjustments for unusual, infrequent or other non-operating factors in respect of depreciation and amortization expense, interest expense, income taxes, noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests on a consolidated basis. Management uses adjusted earnings as another measure of the Company's ability to generate earnings and uses EPS to assess performance of the Company.DCF is defined as cash flow provided by operating activities before the impact of changes in operating assets and liabilities (including changes in environmental liabilities) less distributions to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interests, preference share dividends and maintenance capital expenditures and further adjusted for unusual, infrequent or other non-operating factors. Management also uses DCF to assess the performance of the Company and to set its dividend payout target.This news release also contains references to Debt-to-EBITDA, a non-GAAP ratio which utilizes adjusted EBITDA as one of its components. Debt-to-EBITDA is used as a liquidity measure to indicate the amount of adjusted earnings to pay debt, as calculated on the basis of generally accepted accounting principles in the United States of America (U.S. GAAP), before covering interest, tax, depreciation and amortization.Reconciliations of forward-looking non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios to comparable GAAP measures are not available due to the challenges and impracticability of estimating certain items, particularly certain contingent liabilities and non-cash unrealized derivative fair value losses and gains subject to market variability. Because of those challenges, a reconciliation of forward-looking non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios is not available without unreasonable effort.Our non-GAAP financial measures and non-GAAP ratios described above are not measures that have standardized meaning prescribed by U.S. GAAP and are not U.S. GAAP measures. Therefore, these measures may not be comparable with similar measures presented by other issuers.The tables below provide a reconciliation of the non-GAAP measures to comparable GAAP measures.APPENDIX A
NON-GAAP RECONCILIATIONS – ADJUSTED EBITDA AND ADJUSTED EARNINGSCONSOLIDATED EARNINGS
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
2,189
2,352
9,396
9,531
Gas Transmission
1,306
1,150
5,491
5,656
Gas Distribution and Storage
1,139
1,015
3,809
2,869
Renewable Power Generation
199
236
620
733
Eliminations and Other
333
(1,402)
1,161
(1,904)
EBITDA
5,166
3,351
20,477
16,885
Depreciation and amortization
(1,464)
(1,384)
(5,661)
(5,167)
Interest expense
(1,246)
(1,118)
(5,023)
(4,419)
Income tax expense
(325)
(231)
(2,004)
(1,668)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
(71)
(23)
(298)
(190)
Preference share dividends
(108)
(102)
(419)
(388)
Earnings attributable to common shareholders
1,952
493
7,072
5,053
ADJUSTED EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
Liquids Pipelines
2,446
2,395
9,710
9,654
Gas Transmission
1,312
1,272
5,397
4,782
Gas Distribution and Storage
1,139
1,015
4,139
2,869
Renewable Power Generation
211
308
672
820
Eliminations and Other
105
140
34
495
Adjusted EBITDA
5,213
5,130
19,952
18,620
Depreciation and amortization
(1,518)
(1,434)
(5,871)
(5,353)
Interest expense
(1,277)
(1,273)
(5,007)
(4,534)
Income tax expense
(319)
(630)
(1,854)
(2,120)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
(70)
(52)
(223)
(188)
Preference share dividends
(108)
(101)
(419)
(388)
Adjusted earnings
1,921
1,640
6,578
6,037
Adjusted earnings per common share
0.88
0.75
3.02
2.80
EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars; except per share amounts)
EBITDA
5,166
3,351
20,477
16,885
Adjusting items:
Change in unrealized derivative fair value (gain)/loss
(304)
1,433
(1,395)
2,175
Employee severance costs
—
—
—
105
Gain on debt extinguishment
—
—
(25)
—
Gain on sale of assets
—
—
(130)
(1,092)
Realized hedge loss
—
—
139
—
Asset impairments
237
192
567
192
Other
114
154
319
355
Total adjusting items
47
1,779
(525)
1,735
Adjusted EBITDA
5,213
5,130
19,952
18,620
Depreciation and amortization
(1,464)
(1,384)
(5,661)
(5,167)
Interest expense
(1,246)
(1,121)
(5,023)
(4,419)
Income tax expense
(325)
(231)
(2,004)
(1,668)
Earnings attributable to noncontrolling interests and redeemable noncontrolling interest
(71)
(23)
(298)
(190)
Preference share dividends
(108)
(101)
(419)
(388)
Adjusting items in respect of:
Depreciation and amortization
(54)
(50)
(210)
(186)
Interest expense
(31)
(152)
16
(115)
Income tax expense
6
(399)
150
(452)
Earnings attributable to noncontrolling interests
1
(29)
75
2
Adjusted earnings
1,921
1,640
6,578
6,037
Adjusted earnings per common share
0.88
0.75
3.02
2.80
APPENDIX B
NON-GAAP RECONCILIATION – ADJUSTED EBITDA TO SEGMENTED EBITDALIQUIDS PIPELINES
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
2,446
2,395
9,710
9,654
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)
31
(18)
85
2
Asset impairments
(237)
—
(237)
—
Other
(51)
(25)
(162)
(125)
Total adjustments
(257)
(43)
(314)
(123)
EBITDA
2,189
2,352
9,396
9,531
GAS TRANSMISSION
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
1,312
1,272
5,397
4,782
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Commodity prices
(9)
1
(39)
(3)
Asset impairment
—
(137)
—
(137)
Gain on sale of assets
—
—
103
1,063
Other
3
14
30
(49)
Total adjustments
(6)
(122)
94
874
EBITDA
1,306
1,150
5,491
5,656
GAS DISTRIBUTION AND STORAGE
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
1,139
1,015
4,139
2,869
Asset impairment
—
—
(330)
—
Total adjustments
—
—
(330)
—
EBITDA
1,139
1,015
3,809
2,869
RENEWABLE POWER GENERATION
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
211
308
672
820
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)
—
(7)
105
(20)
Asset impairments
—
(55)
—
(55)
Realized hedge loss
—
—
(139)
—
Gain on sale of assets
—
—
27
29
Other
(12)
(10)
(45)
(41)
Total adjustments
(12)
(72)
(52)
(87)
EBITDA
199
236
620
733
ELIMINATIONS AND OTHER
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
105
140
34
495
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Foreign exchange
297
(1,316)
1,131
(2,032)
Gain on debt extinguishment
—
—
25
—
Employee severance costs
—
—
—
(105)
Other
(69)
(226)
(29)
(262)
Total adjustments
228
(1,542)
1,127
(2,399)
EBITDA
333
(1,402)
1,161
(1,904)
APPENDIX C
NON-GAAP RECONCILIATION – CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES TO DCF
Three months ended
December 31,
Twelve months ended
December 31,
2025
2024
2025
2024
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Net cash provided by operating activities
3,111
3,662
12,270
12,600
Adjusted for changes in operating assets and liabilities1
666
(219)
1,405
133
3,777
3,443
13,675
12,733
Distributions to noncontrolling interests and redeemable
noncontrolling interest
(101)
(88)
(377)
(333)
Preference share dividends2
(108)
(101)
(419)
(388)
Maintenance capital
(336)
(370)
(1,184)
(1,118)
Significant adjusting items:
Other receipts of cash not recognized in revenue
(29)
8
60
97
Employee severance costs, net of tax
—
—
—
95
Distributions from equity investments in excess of cumulative earnings2
146
151
702
801
Other items
(141)
31
(3)
104
DCF
3,208
3,074
12,454
11,991
1 Changes in operating assets and liabilities, net of recoveries.2 Presented net of adjusting items.
View original content:https://www.prnewswire.com/news-releases/enbridge-reports-record-2025-financial-results-reaffirms-2026-financial-guidance-and-grows-secured-backlog-to-39-billion-302687600.htmlSOURCE Enbridge Inc.
Original: Enbridge Reports Record 2025 Financial Results, Reaffirms 2026 Financial Guidance, and Grows Secured Backlog to $39 Billion
US Market News
5月前
Enbridge annonce des résultats financiers records pour l'exercice 2025, confirme ses prévisions financières pour 2026 et fait croître le carnet de projets garantis à 39 G$February 13, 2026 7:05 AM
PR Newswire (Canada)
CALGARY, AB, le 13 févr. 2026 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le quatrième trimestre de 2025, 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 actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 7,1 G$, ou 3,23 $ par action ordinaire, pour l'exercice complet, comparativement à un bénéfice attribuable aux actionnaires ordinaires conforme aux PCGR de 5,1 G$, ou 2,34 $, par action ordinaire en 2024Bénéfice ajusté* de 6,6 G$, ou 3,02 $ par action ordinaire*, pour l'exercice complet, en hausse de respectivement 9 % et 8 % comparativement à 6,0 G$, ou 2,80 $ par action ordinaire en 2024Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 20,0 G$, pour l'exercice complet, soit une hausse de 7 % comparativement à 18,6 G$ en 2024Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 12,3 G$, pour l'exercice, comparativement à 12,6 G$ en 2024Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 12,5 G$, pour l'exercice complet, en hausse de 4 % comparativement à 12,0 G$ en 2024Atteinte des prévisions financières pour le 20e exercice d'affilée, ce qui démontre la résilience et la prévisibilité continues de tous nos secteurs d'activitéAugmentation du dividende trimestriel de 3 % en 2026, pour le porter à 0,97 $ par action (dividende annualisé de 3,88 $), soit une hausse annuelle pour le 31e exercice d'affiléeConfirmation des prévisions financières pour l'exercice 2026 et des perspectives financières pluriannuellesMise en service de projets de croissance interne d'une valeur de 5 G$ en 2025Approbation de projets de croissance interne d'une valeur de 14 G$ en 2025Approbation de la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal (« ORP1 »), pour en augmenter la capacité de 150 kb/j et hausser de 100 kb/j la capacité du pipeline Flanagan Sud (« PFS ») aux termes de contrats d'expédition ferme à long terme, à l'appui de la demande d'acheminement complet, d'un coût de 1,4 G$ USApprobation du projet Bay Runner, un prolongement du pipeline Whistler , et accroissement de la capacité du pipeline Eiger Express annoncée précédemment, pour la faire passer de 2,5 Gpi3/j à 3,7 Gpi3/jApprobation de la phase 1 du projet Cowboy, une centrale d'énergie solaire de 365 MW et un système de stockage d'énergie par batterie (« SSEB ») de 135 MW, qui pourrait être augmenté jusqu'à 200 MW, dans le cadre d'accords à long terme visant à soutenir les activités d'une société de technologie d'envergure mondiale située à Cheyenne, au Wyoming, d'un coût de 1,2 G$ USApprobation du projet éolien terrestre Easter de 152 MW à Amarillo, au Texas, pour soutenir les activités du centre de données de Meta Platforms, Inc. (« Meta ») aux termes d'une convention d'achat d'électricité à long terme, d'un coût de 0,4 G$ USRatio de la dette/BAIIA* de 4,8 fois à la fin de l'exercice, procurant une grande souplesse financièreCOMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Greg Ebel, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :« Compte tenu de l'évolution constante du secteur énergétique actuel, notre approche globale en matière d'énergie et l'importante présence de nos actifs sur le marché nous permettent de tirer parti de la demande croissante d'énergie. Au cours de la dernière année, Enbridge a continué de bénéficier de sa taille et de sa capacité en garantissant des projets d'une valeur de 14 G$ dans ses quatre secteurs d'activité. Les projets approuvés ont répondu à divers volets de la demande d'énergie, notamment l'augmentation progressive de la capacité de transport en provenance du BSOC, l'accroissement de la capacité de transport de gaz naturel dans le nord-est des États-Unis, le renforcement de nos activités de stockage de gaz naturel sur la côte du golfe et en Colombie-Britannique et l'établissement de notre partenariat avec Meta dans le domaine de l'électricité. Je suis satisfait des progrès que nous avons accomplis en vue de respecter les engagements pris lors de la dernière journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge, en avance sur le calendrier communiqué il y a un peu moins d'un an. Aujourd'hui, notre carnet de projets garantis totalise 39 G$, soit une hausse d'environ 35 % depuis la journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge, et nous continuerons de faire progresser une série d'occasions dans les secteurs du gaz naturel, des liquides et de l'énergie renouvelable afin de répondre à la demande croissante d'énergie en Amérique du Nord et ailleurs.« Malgré les tarifs douaniers et les tensions géopolitiques, l'exercice 2025 a mis en valeur notre cadre commercial à faible risque, qui produit des résultats prévisibles dans un contexte d'incertitude macroéconomique. Nous sommes fiers d'annoncer qu'Enbridge a une fois de plus atteint un BAIIA et des FTD par action records, ce qui marque le 20e exercice d'affilée où la société a atteint ou dépassé les prévisions financières.« Dans le secteur Oléoducs, les volumes moyens transportés par le réseau principal se sont établis à 3,1 Mb/j en 2025, et la capacité a été répartie pendant une période de neuf mois sur douze. Au cours du trimestre, nous avons approuvé la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal, qui rehaussera de 150 kb/j la capacité de transport depuis le BSOC et devrait entrer en service en 2027. Le projet prévoit une expansion de 100 kb/j du réseau pipelinier Flanagan Sud pour rehausser le service d'acheminement complet sur la côte américaine du golfe. Parallèlement à l'expansion du PFS, nos clients actuels sur ce réseau ont également prolongé la plupart de leurs contrats existants au-delà de 2040, ce qui témoigne de la demande à long terme sur notre réseau intégré. Malgré l'incertitude créée par les événements au Venezuela, nos expéditeurs ont clairement indiqué qu'ils souhaitaient poursuivre l'avancement de la capacité de sortie le long du réseau principal, du Canada à la côte du golfe. La possibilité de réaliser la phase 2 de l'optimisation du réseau principal et de créer une capacité de sortie rentable supplémentaire en 2028 continue de se développer pour nos clients.« Dans le secteur Transport de gaz, en collaboration avec nos partenaires de la coentreprise Whistler Parent JV, nous avons approuvé le projet Bay Runner, un prolongement du pipeline Whistler. Nous continuons de faire progresser le pipeline qui desservira l'installation de GNL Rio Grande, en tirant parti d'une combinaison du pipeline Rio Bravo déjà approuvé et du projet Bay Runner. Ces projets permettront de répondre à la demande de gaz naturel pour le projet Rio Grande, à concurrence de 5,3 Gpi3/j, en fournissant des approvisionnements en provenance du carrefour Agua Dulce. Cela fait suite à l'augmentation de la capacité du pipeline Eiger Express en novembre, stimulée par la demande croissante de capacité de transport de gaz naturel depuis le bassin permien. Nous continuons de faire progresser plus de 50 occasions liées aux centres de données à l'échelle de l'Amérique du Nord, ce qui nécessite jusqu'à 10 Gpi3/j de nouvelle capacité d'acheminement à proximité de nos actifs existants de transport de gaz, et nous prévoyons obtenir les approbations pour des projets supplémentaires qui soutiendront la production d'électricité et les activités de centres de données en 2026 et par la suite.« Dans le secteur Distribution de gaz, de nouveaux tarifs sont entrés en vigueur pour Enbridge Gas North Carolina et Utah, après que chaque commission de services publics respective a approuvé les règlements déposés en 2025. Enbridge Gas Ohio a déposé un nouveau dossier tarifaire en fin d'exercice. Nous prévoyons continuer d'investir environ 3 G$ par année dans des projets de croissance dans nos quatre services publics pour veiller à leur exploitation sécuritaire et fiable à l'avenir.« Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, nous sommes en processus d'approbation de deux nouveaux projets qui renforceront nos partenariats en croissance avec des sociétés de technologie d'envergure mondiale. Le phase 1 du projet Cowboy, d'une capacité d'énergie solaire de 365 MW, comprend un système de stockage d'énergie par batterie de 135 MW, qui pourrait être augmenté jusqu'à 200 MW, au Wyoming, et le projet éolien Easter procurera une capacité supplémentaire de 152 MW d'énergie éolienne terrestre au Texas pour soutenir les activités technologiques et de centre de données de Meta. Les deux projets sont garantis par des conventions d'achat d'électricité à long terme et devraient entièrement entrer en service d'ici 2027. Nous possédons désormais, dans le cadre des projets en construction, une capacité de production d'électricité de plus de 750 MW qui vient soutenir les activités de Meta et s'ajoute à la capacité de production du réseau.« Pour Enbridge, 2025 a été un autre exercice marquant, et nous nous concentrons sur les prochaines occasions de croissance qu'offre l'ensemble du paysage énergétique. Notre ratio d'endettement demeure à l'intérieur de la fourchette de 4,5 à 5,0 fois, et notre capacité d'investissement annuelle pour des projets de croissance supplémentaires croît parallèlement à l'entreprise, et se chiffre désormais entre 10 G$ et 11 G$. Nous avons réalisé des progrès importants en ce qui concerne les engagements énoncés lors de la dernière journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge et nous continuerons à saisir notre part d'occasions attrayantes, ce qui positionnera Enbridge comme une occasion de placement de premier choix. »SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERSLes résultats financiers des trimestres et des exercices clos les 31 décembre 2025 et 2024 sont résumés dans le tableau ci-dessous :
Trimestres clos les
31 décembreExercices clos les
31 décembre
2025202420252024(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR1 9524937 0725 053Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR0,890,233,232,34Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation3 1113 66212 27012 600BAIIA ajusté15 2135 13019 95218 620Bénéfice ajusté11 9211 6406 5786 037Bénéfice ajusté par action ordinaire10,880,753,022,80Flux de trésorerie distribuables13 2083 07412 45411 991Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation2 1812 1782 1802 1551 Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».Au quatrième trimestre de 2025, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 1,5 G$, ou 0,66 $ par action, par rapport à celui de la période correspondante de 2024. 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. L'accroissement du bénéfice s'explique également par les facteurs d'augmentation du rendement trimestriel de l'exploitation décrits ci-dessous.Pour l'exercice 2025, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 2,0 G$, ou 0,89 $ par action, en raison des mêmes variations hors trésorerie latentes de la valeur des instruments financiers dérivés susmentionnés, en partie annulées par la non-récurrence du gain sur cession réalisé en 2024 se rapportant à la vente de nos participations dans le pipeline Alliance et dans Aux Sable et de la perte de valeur d'actifs à tarifs réglementés d'Enbridge Gas Ohio.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 de l'exercice 2025 de la société, déposé de concert avec les états financiers de l'exercice, pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.Au quatrième trimestre de 2025, le BAIIA ajusté a augmenté de 83 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2024. Cette hausse tient principalement à la conclusion de contrats favorables dans le secteur Transport de gaz, à la mise en service du projet d'agrandissement de Venice, aux températures plus froides ainsi qu'à une tarification accrue et à l'accroissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario, facteurs contrés en partie par l'absence en 2025 de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement provenant de notre participation dans le projet d'énergie solaire Fox Squirrel.Pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, le BAIIA ajusté a progressé de 1,3 G$ comparativement à celui de 2024. Cette hausse est principalement attribuable à l'apport des services publics gaziers aux États-Unis sur un exercice complet, aux températures plus froides, à la majoration des tarifs et à l'accroissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario, à l'apport supérieur du secteur Transport de gaz en raison du règlement de dossiers tarifaires et à la conclusion de contrats favorables ainsi qu'à la mise en service du projet d'agrandissement de Venice. Ces facteurs ont été annulés en partie par la baisse des volumes au comptant sur le réseau pipelinier Flanagan Sud, par l'absence en 2025 de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement provenant de notre participation dans le projet d'énergie solaire Fox Squirrel ainsi que par l'absence de l'apport du pipeline Alliance et d'Aux Sable puisque nous avons vendu ces participations en avril 2024.Le bénéfice ajusté a augmenté de 281 M$, ou 0,13 $ par action, au quatrième trimestre de 2025, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés et de la baisse de la charge d'impôts sur les bénéfices attribuable avant tout à la réduction du taux d'imposition effectif aux États-Unis découlant surtout de l'incidence des crédits d'impôt à l'investissement plus élevés, annulés en partie par l'augmentation de la charge d'amortissement sur les actifs mis en service depuis le quatrième trimestre de 2024.Pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, le bénéfice ajusté a augmenté de 541 M$, ou 0,22 $ par action, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, surtout en raison des facteurs susmentionnés pour le quatrième trimestre, contrebalancés en partie par l'augmentation de la charge d'intérêt imputable principalement à l'accroissement du capital moyen de la dette.Au quatrième trimestre de 2025, les FTD ont augmenté de 134 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés ainsi que de la baisse des investissements de maintien consacrés à l'optimisation de la chaîne d'approvisionnement et de la diminution des impôts exigibles étant donné la hausse des crédits d'impôt à l'investissement, facteurs annulés en partie par l'augmentation du capital moyen de la dette, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts.Les FTD pour l'exercice clos le 31 décembre 2025 ont augmenté de 463 M$, comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison des facteurs influant sur le BAIIA susmentionnés, contrebalancés en partie par l'augmentation de la charge d'intérêts imputable avant tout à l'accroissement du solde moyen de la dette, à la hausse des impôts exigibles sur le bénéfice plus élevé ainsi qu'à l'augmentation des investissements de maintien liés aux services publics gaziers aux États-Unis acquis.Les émissions d'actions ordinaires au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du plan de financement des services publics gaziers aux États-Unis ont eu une incidence négative sur les indicateurs par action en 2025, comparativement à 2024.La rubrique Résultats financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 2025 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse de nos résultats.PERSPECTIVES FINANCIÈRESLa société réaffirme ses prévisions financières pour 2026, soit un BAIIA ajusté de 20,2 G$ à 20,8 G$ et des FTD par action de 5,70 $ à 6,10 $.Enbridge a majoré le dividende trimestriel de 2026 de 3 % pour le porter à 0,97 $ (dividende annualisé de 3,88 $) par action à compter du dividende payable le 1er mars 2026 aux actionnaires inscrits en date du 17 février 2026. Il s'agit de la 31e hausse consécutive du dividende de la société.La société réaffirme également sa croissance à court terme pour la période de 2023 à 2026 de 7 % à 9 % du BAIIA ajusté, de 4 % à 6 % du bénéfice ajusté par action et d'environ 3 % des FTD par action. Postérieurement à 2026, le BAIIA ajusté, le bénéfice par action et les FTD par action devraient afficher un taux de croissance annuelle d'environ 5 %.MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENTEn novembre 2025, Enbridge Inc. a émis des billets de premier rang d'un montant de 1,5 G$ US, composé de billets de trois ans d'un montant de 500 M$ US, de billets de cinq ans d'un montant de 500 M$ US et de billets de dix ans d'un montant de 500 M$ US. Le produit de ces émissions a servi à réduire la dette, à financer des dépenses en immobilisations et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.À la fin de l'exercice, le ratio dette/BAIIA de la société sur une période mobile de 12 mois était de 4,8 fois, soit un résultat se situant à l'intérieur de notre fourchette cible de 4,5 à 5,0 fois pour le ratio dette/BAIIA. MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE GARANTISEn 2025, Enbridge a mis en service des projets de croissance d'environ 5 G$, notamment :les projets de croissance visant les quatre services publics du secteur Distribution de gaz, d'un coût de 2,2 G$le programme de modernisation du secteur Transport de gaz, d'un coût de 0,7 G$ USla phase 1 du projet d'énergie solaire Sequoia, d'un montant de 0,6 G$ USle projet d'investissement dans le réseau principal, d'un montant de 0,5 G$le projet d'énergie solaire Orange Grove, d'un montant de 0,3 G$ USle projet Appalachia to Market II, d'un montant de 0,1 G$ USles projets d'expansion du centre énergétique Ingleside d'Enbridge (phase 7) et de Gray Oak, d'un montant de 0,1 G$ USEn 2025, Enbridge a ajouté à son carnet de projets de croissance garantis de projets d'une valeur d'environ 14 G$ : Oléoducsle projet d'investissement dans le réseau principal, d'un montant de 2,0 G$la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal, d'un montant de 1,4 G$ USle pipeline de raccordement du sud de l'Illinois, d'un montant de 0,5 G$ USle carrefour de CO2 Pelican, d'un montant de 0,3 G$ USTransport de gazle programme de stockage sur la côte américaine du golfe, d'un montant de 0,5 G$ USle projet d'expansion de Birch Grove, d'un montant de 0,4 G$le projet d'expansion du réseau Canyon, d'un montant de 0,3 G$ USle projet d'amélioration d'Algonquin Gas Transmission, d'un montant de 0,3 G$ USle projet d'expansion d'Aitken Creek, d'un montant de 0,3 G$ le projet de modernisation du secteur Transport de gaz, d'un coût de 0,2 G$ USle projet d'agrandissement de la canalisation 31 de Texas Eastern, d'un montant de 0,1 G$ USDistribution et stockage de gazle projet d'investissement de croissance visant les services publics, d'un coût de 2,8 G$Énergie renouvelablela phase 1 du projet Cowboy, d'un coût de 1,2 G$ USle projet d'énergie solaire Clear Fork, d'un coût de 0,9 G$ USle projet éolien Easter, d'un coût de 0,4 G$ USLe carnet de projets de croissance garantis s'établit désormais à environ 39 G$, et nous prévoyons que des projets d'environ 8 G$ entreront en service en 2026. 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 QUATRIÈME TRIMESTREOléoducs : Phase 1 du projet d'optimisation du réseau principalAu cours du trimestre, Enbridge a approuvé la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal, soit une expansion de 1,4 G$ US du réseau principal et du PFS visant à répondre à la demande des clients pour une capacité de transport supplémentaire afin d'accroître les livraisons de pétrole lourd canadien vers les marchés clés de raffinage du Midwest américain (PADD II) et de la côte américaine du golfe (PADD III). Le projet ORP1 devrait rehausser la capacité du réseau principal de 150 kb/j ainsi que la capacité du PFS de 100 kb/j grâce à l'augmentation de la puissance, l'optimisation en amont et l'amélioration des terminaux. Le projet combiné devrait entrer en service en 2027.L'expansion du PFS s'appuie sur des contrats d'achat ferme à long terme offrant un service d'acheminement complet d'Edmonton, en Alberta à Houston, au Texas. De plus, la majorité des clients actuels ont également choisi de prolonger leurs contrats existants de service d'acheminement complet au-delà de 2040.Transport de gaz : Mise à jour sur la coentreprise stratégique dans le bassin permienEnbridge a approuvé le projet Bay Runner, un prolongement du pipeline Whistler , pour répondre à la demande de gaz naturel dans le cadre du projet de GNL Rio Grande de NextDecade. Ce nouveau réseau assurera un service supplémentaire entre le carrefour Agua Dulce et Brownsville de concert avec le projet pipelinier Rio Bravo, avec une capacité totale pouvant atteindre 5,3 Gpi3/j. En novembre, la coentreprise Matterhorn a annoncé qu'elle avait élargi le pipeline Eiger Express précédemment approuvé pour en porter la capacité de 2,5 Gpi3/j à 3,7 Gpi3/j. Le pipeline s'appuie sur de nouvelles ententes de transport fermes. La nouvelle capacité n'influera pas sur la date prévue de mise en service en 2028.Distribution et stockage de gaz : Demande tarifaire d'Enbridge Gas OhioEn décembre 2025, Enbridge Gas Ohio a déposé un dossier tarifaire de base proposant une augmentation annuelle des besoins en produits de 163 M$ US, devant entrer en vigueur au début de 2027. L'augmentation des tarifs de base a été proposée pour récupérer l'investissement dans l'infrastructure de distribution et les autres coûts de service, y compris les charges d'exploitation et les coûts du service de la dette.Énergie renouvelable : Phase 1 du projet CowboyEnbridge a approuvé la phase 1 du projet Cowboy, un projet d'aménagement de nouvelles installations à Cheyenne, au Wyoming, d'une capacité de production d'énergie solaire de 365 MW et de stockage par batterie de 135 MW, dont la capacité peut être portée jusqu'à 200 MW avec examen et approbation supplémentaires par les services publics. Cheyenne Light Fuel and Power (« CLFP »), en vertu du tarif prévu aux termes du Large Power Contract Service (« LPCS ») du Wyoming, fournira l'électricité produite par le projet à une société de technologie d'envergure mondiale en vertu d'une convention d'achat d'électricité à long terme. La capacité du SSEB fait l'objet d'un contrat pour soutenir les activités des mêmes clients dans le cadre d'une convention de tarification de stockage par batterie à prix fixe à long terme avec CFLP au même tarif du LPCS, et les batteries seront fournies et entretenues par Tesla. Enbridge prévoit investir 1,2 G$ US pour la construction de la centrale d'énergie solaire Cowboy et le SSEB, qui devraient tous deux entrer en service d'ici la fin de 2027.Énergie renouvelable : Projet éolien EasterEnbridge a approuvé le projet éolien terrestre Easter, près d'Amarillo, au Texas. Le projet Easter devrait avoir une capacité de production éolienne de 152 MW et Meta a signé une convention d'achat d'électricité visant la production d'énergie renouvelable du projet. Enbridge prévoit que le coût du projet, dont l'achèvement aura lieu progressivement en 2026 et en 2027, est de 0,4 G$ US.RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2025 ET DE L'EXERCICE 2025BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation conformes aux PCGR
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs2 1892 352
9 3969 531Transport de gaz1 3061 150
5 4915 656Distribution et stockage de gaz1 1391 015
3 8092 869Production d'énergie renouvelable199236
620733Éliminations et divers333(1 402)
1 161(1 904)BAIIA1 5 1663 351
20 47716 885
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1 952493
7 0725 053
Entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation3 1113 662
12 27012 6001 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
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs2 4462 395
9 7109 654Transport de gaz1 3121 272
5 3974 782Distribution et stockage de gaz1 1391 015
4 1392 869Production d'énergie renouvelable211308
672820Éliminations et divers105140
34495BAIIA ajusté15 2135 130
19 95218 620
Bénéfice ajusté11 9211 640
6 5786 0371 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 inférieur (1,39 $ CA/$ US) au quatrième trimestre de 2025 comparativement à celui du quatrième trimestre de 2024 (1,40 $ CA/$ US). Pour l'exercice complet, le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti au taux de 1,40 $ CA/$ US, comparativement à celui de 1,37 $ CA/$ US en 2024. Le bénéfice libellé en dollars américains est en grande partie couvert par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.Oléoducs
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal1 4101 339
5 5065 342Réseau régional des sables bitumineux249232
978925Réseaux de la côte du golfe et du milieu du continent1 348369
1 4001 596Autres réseaux2439455
1 8261 791BAIIA ajusté32 4462 395
9 7109 6541Comprend le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Seaway, le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II, le centre énergétique Ingleside d'Enbridge et autres.2Le poste « Autres réseaux » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et autres. 3Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 51 M$ par rapport à celui du quatrième trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :l'apport accru du réseau principal découlant de l'accroissement de la demande, des hausses tarifaires annuelles et de surcharges plus élevées depuis le 1er juillet 2025 ainsi que de la baisse des frais d'électricité attribuable à une plus grande efficacité opérationnelle et à un taux par mille moins élevé, déduction faite du partage de bénéfice;l'apport accru de la canalisation 9 en raison de la hausse des volumes; ces facteurs étant annulés en partie parl'apport moins élevé des réseaux de la côte du golfe et du milieu du continent attribuable essentiellement à la réduction des volumes au comptant sur le pipeline Flanagan Sud.Le BAIIA ajusté de l'exercice 2025 du secteur Oléoducs a progressé de 56 M$ par rapport à celui de l'exercice 2024, principalement en raison des facteurs susmentionnés ainsi que des facteurs suivants :la quote-part du bénéfice des satellites découlant du règlement d'un litige;l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2025, comparativement à 2024; ces facteurs étant annulés en partie parl'apport moins élevé du réseau Bakken en raison de la diminution des volumes.Transport de gaz
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis9971 009
4 3363 795Transport de gaz au Canada190157
629552Autres1125106
432435BAIIA ajusté21 3121 272
5 3974 7821Le poste « Autres » comprend Tomorrow RNG, les actifs extracôtiers du golfe, notre placement dans DCP Midstream et autres.2Mesure 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 40 M$ par rapport à celui du quatrième trimestre de 2024, principalement en raison de ce qui suit :l'apport de la mise en service du projet d'agrandissement de Venice et l'acquisition d'une participation dans le pipeline Matterhorn Express;l'augmentation des produits tirés d'Aitken Creek en raison d'écarts de stockage favorables;la conclusion de contrats favorables et le succès des dossiers tarifaires pour nos actifs de transport de gaz aux États-Unis; ces facteurs étant annulés en partie parle calendrier des charges d'exploitation pour nos actifs de transport de gaz aux États-Unis.Le BAIIA ajusté de l'exercice 2025 du secteur Transport de gaz a progressé de 615 M$, comparativement à celui de 2024, principalement en raison des facteurs susmentionnés ainsi que des facteurs suivants :la hausse des produits tirés de notre participation dans DCP Midstream;l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2025, comparativement à 2024, ces facteurs étant contrebalancés en partie parl'absence de l'apport de nos participations dans le pipeline Alliance et dans Aux Sable en raison de la vente de ces participations en avril 2024;la diminution du bénéfice réalisé par Tomorrow RNG attribuable essentiellement à la baisse des prix des NIR et au recul des volumes de production.Distribution et stockage de gaz
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario1586502
2 2461 872Services publics gaziers aux États-Unis1535502
1 843947Autres1811
5050BAIIA ajusté21 1391 015
4 1392 8691Enbridge 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).2Mesure 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 du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 124 M$ par rapport à celui du quatrième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :la hausse des marges de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle d'Enbridge Gas Ontario;une meilleure optimisation du stockage et une tarification accrue pour Enbridge Gas Ontario;l'augmentation des besoins en produits attribuable au recouvrement d'investissements en capital pour Enbridge Gas Ohio et la hausse des tarifs de base d'Enbridge Gas North Carolina.En comparaison des prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence positive de la température sur le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario s'est chiffrée à environ 18 M$ au quatrième trimestre de 2025, compte non tenu du partage, comparativement à une incidence négative d'environ 23 M$ au quatrième trimestre de 2024.Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz de l'exercice 2025 a augmenté de 1,3 G$ par rapport à celui de l'exercice 2024, principalement en raison des facteurs susmentionnés ainsi que de l'apport sur un exercice complet des services publics gaziers aux États-Unis et des températures plus froides que la normale en 2025, qui ont eu une incidence positive d'environ 159 M$, déduction faite du partage, sur le BAIIA d'Enbridge Gas Ontario en 2025. En comparaison des prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence positive de la température pour Enbridge Gas Ontario s'est chiffrée à environ 30 M$ en 2025, compte non tenu du partage, comparativement à une incidence négative d'environ 129 M$ en 2024.Production d'énergie renouvelable
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté1211308
6728201 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 accusé un recul de 97 M$ comparativement à celui du quatrième trimestre de 2024 en raison principalement de ce qui suit :l'absence en 2025 de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement provenant de notre participation dans le projet d'énergie solaire Fox Squirrel, facteur contré en partie parles fortes ressources éoliennes aux installations éoliennes extracôtières en Europe.Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable de l'exercice 2025 a diminué de 148 M$ par rapport à celui de 2024, principalement en raison de la baisse de la quote-part du bénéfice des satellites liée aux crédits d'impôt à l'investissement dans le projet d'énergie solaire Fox Squirrel.Éliminations et divers
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration179206
493587Pertes réalisées sur le règlement de couvertures de change(74)(66)
(459)(92)BAIIA ajusté1105140
344951 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 35 M$ comparativement à celui du quatrième trimestre de 2024, en raison du facteur suivant :des revenus de placement moins élevés tirés d'une filiale entièrement détenue qui est une société d'assurance captive.Pour l'exercice 2025, le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a affiché un recul de 461 M$ comparativement à celui de 2024, en raison essentiellement des facteurs susmentionnés ainsi que de la hausse des pertes de change réalisées sur le règlement de couvertures et de la baisse des revenus de placement en 2025, comparativement à 2024, le BAIIA ajusté ayant profité du pré-financement des acquisitions de services gaziers aux États-Unis.Flux de trésorerie distribuables
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions
en millions)
Oléoducs2 4462 395
9 7109 654Transport de gaz1 3121 272
5 3974 782Distribution et stockage de gaz1 1391 015
4 1392 869Production d'énergie renouvelable 211308
672820Éliminations et divers105140
34495BAIIA ajusté1, 35 2135 130
19 95218 620Investissements de maintien(336)(370)
(1 184)(1 118)Charge d'intérêts1(1 268)(1 247)
(4 964)(4 475)Impôts exigibles1(243)(278)
(1 014)(875)Distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle et à la participation ne donnant par le
contrôle rachetable1(101)(88)
(377)(333)Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice16847
403394Dividendes sur les actions privilégiées(108)(101)
(419)(388)Autres entrées de trésorerie non comptabilisées
dans les produits2(29)8
6097Autres ajustements hors trésorerie112(27)
(3)69FTD33 2083 074
12 45411 991Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation2 1812 178
2 1802 1551Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.2Comprend 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.3Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».Au quatrième trimestre de 2025, les FTD ont augmenté de 134 M$ comparativement à ceux du quatrième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs d'exploitation ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté susmentionnés, ainsi que des facteurs suivants :la baisse des investissements de maintien consacrés à l'optimisation de la chaîne d'approvisionnement;la diminution des impôts exigibles en raison de la hausse des crédits d'impôt à l'investissement et les avantages découlant de la loi intitulée One Big Beautiful Bill Act, facteurs annulés en partie parla hausse du capital de la dette, qui s'est traduite par l'accroissement de la charge d'intérêts.Pour l'exercice 2025, les FTD ont augmenté de 463 M$ comparativement à ceux de l'exercice 2024, principalement en raison des facteurs d'exploitation ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté susmentionnés, facteurs annulés en partie par :la hausse du capital de la dette, qui s'est traduite par l'accroissement de la charge d'intérêts;l'augmentation des impôts exigibles en raison du bénéfice plus élevé;l'accroissement des investissements de maintien liés aux services publics gaziers aux États-Unis acquis sur un exercice complet.Bénéfice ajusté
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
BAIIA ajusté1, 25 2135 130
19 95218 620Amortissement(1 518)(1 434)
(5 871)(5 353)Charge d'intérêts2(1 277)(1 273)
(5 007)(4 534)Charge d'impôts2(319)(630)
(1 854)(2 120)Participations ne donnant pas le contrôle et participation
ne donnant pas le contrôle rachetable2(70)(52)
(223)(188)Dividendes sur les actions privilégiées(108)(101)
(419)(388)Bénéfice ajusté11 9211 640
6 5786 037Bénéfice ajusté par action ordinaire10,880,75
3,022,801Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».2Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.Le bénéfice ajusté a augmenté de 281 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,13 $ par rapport à ceux du quatrième trimestre de 2024, principalement en raison de la hausse du BAIIA ajusté découlant des facteurs d'exploitation susmentionnés et les suivants :la baisse de la charge d'impôts sur les bénéfices attribuable à la réduction du taux d'imposition effectif aux États-Unis, en raison avant tout de l'incidence de la hausse des crédits d'impôt à l'investissement, facteur annulé en partie parla charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs mis en service depuis le quatrième trimestre de 2024.Le bénéfice ajusté de l'exercice complet a augmenté de 541 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,22 $ en regard de 2024 en raison des facteurs susmentionnés, contrebalancés en partie par la charge d'amortissement plus élevée et la hausse du capital de la dette découlant des acquisitions des services gaziers aux États-Unis, ce qui s'est traduit par l'accroissement de la charge d'intérêts.Les indicateurs par action ont subi l'incidence négative des émissions au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du financement des Acquisitions.CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUEEnbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 13 février 2026 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 quatrième 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/696756185. 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 DIVIDENDESLe 2 décembre 2025, le conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes sont payables le 1er mars 2026 aux actionnaires inscrits le 17 février 2026.
Dividende
par action
Actions ordinaires10,9700$Actions privilégiées, série A 0,34375$Actions privilégiées, série B0,32513$Actions privilégiées, série D0,33825$Actions privilégiées, série F0,34613$Actions privilégiées, série G20,29836$Actions privilégiées, série H0,38200$Actions privilégiées, série I30,27432$Actions privilégiées, série L0,36612$ USActions privilégiées, série N0,41850$Actions privilégiées, série P0,36988$Actions privilégiées, série R0,39463$Actions privilégiées, série 10,41898$ USActions privilégiées, série 30,33050$Actions privilégiées, série 440,29034$Actions privilégiées, série 50,41769$ USActions privilégiées, série 70,37425$Actions privilégiées, série 90,35450$Actions privilégiées, série 110,34231$Actions privilégiées, série 130,33719$Actions privilégiées, série 150,35163$Actions privilégiées, série 190,38825$1Le montant des dividendes trimestriels par action ordinaire a été majoré de 3 %, passant de 0,9425 $ à 0,9700 $ le 1er mars 2026.2Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,32411 $ à 0,29836 $ le 1er décembre 2025, en raison du rajustement trimestriel.3Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série I a diminué, passant de 0,29980 $ à 0,27432 $ le 1er décembre 2025, en raison du rajustement trimestriel.4Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série 4 a diminué, passant de 0,31601 $ à 0,29034 $ le 1er décembre 2025, en raison du rajustement trimestriel.INFORMATION PROSPECTIVELe 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 à la phase 1 du projet d'optimisation du réseau principal, au projet éolien Easter et à la phase 1 du projet Cowboy; 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 d'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; 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 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 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.PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION
Enbridge Inc. - Médias
Enbridge Inc. - InvestisseursJesse Semko
Marlon SamuelSans frais : 1 888 992-0997
Sans frais : 1 800 481-2804Courriel : media@enbridge.com
Courriel : investor.relations@enbridge.comANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGRLe 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
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs2 1892 352
9 3969 531Transport de gaz1 3061 150
5 4915 656Distribution et stockage de gaz1 1391 015
3 8092 869Production d'énergie renouvelable199236
620733Éliminations et divers333(1 402)
1 161(1 904)BAIIA5 1663 351
20 47716 885Amortissement(1 464)(1 384)
(5 661)(5 167)Charge d'intérêts(1 246)(1 118)
(5 023)(4 419)Charge d'impôts(325)(231)
(2 004)(1 668)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle et à la participation ne donnant pas
le contrôle rachetable(71)(23)
(298)(190)Dividendes sur les actions privilégiées(108)(102)
(419)(388)Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1 952493
7 0725 053RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
Oléoducs2 4462 395
9 7109 654Transport de gaz1 3121 272
5 3974 782Distribution et stockage de gaz1 1391 015
4 1392 869Production d'énergie renouvelable 211308
672820Éliminations et divers105140
34495BAIIA ajusté5 2135 130
19 95218 620Amortissement(1 518)(1 434)
(5 871)(5 353)Charge d'intérêts(1 277)(1 273)
(5 007)(4 534)Charge d'impôts (319)(630)
(1 854)(2 120)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle et à la participation ne donnant pas
le contrôle rachetable(70)(52)
(223)(188)Dividendes sur les actions privilégiées(108)(101)
(419)(388)Bénéfice ajusté1 9211 640
6 5786 037Bénéfice ajusté par action ordinaire0,880,75
3,022,80RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
BAIIA5 1663 351
20 47716 885Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés (304)1 433
(1 395)2 175Coûts de cessation d'emploi——
—105Gain à l'extinction de dette——
(25)—Gain à la vente d'actifs——
(130)(1 092)Perte de couverture réalisée——
139—Pertes de valeur d'actifs237192
567192Autres114154
319355Total des éléments d'ajustement471 779
(525)1 735BAIIA ajusté5 2135 130
19 95218 620Amortissement(1 464)(1 384)
(5 661)(5 167)Charge d'intérêts(1 246)(1 121)
(5 023)(4 419)Charge d'impôts(325)(231)
(2 004)(1 668)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle et à la participation ne donnant pas
le contrôle rachetable(71)(23)
(298)(190)Dividendes sur les actions privilégiées(108)(101)
(419)(388)Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement(54)(50)
(210)(186)Charge d'intérêts(31)(152)
16(115)Charge d'impôts6(399)
150(452)Bénéfice attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle1(29)
752Bénéfice ajusté1 9211 640
6 5786 037Bénéfice ajusté par action ordinaire0,880,75
3,022,80ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUROLÉODUCS
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté2 4462 395
9 7109 654Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste
valeur d'instruments dérivés31(18)
852Pertes de valeur d'actifs(237)—
(237)—Autres(51)(25)
(162)(125)Total des ajustements(257)(43)
(314)(123)BAIIA2 1892 352
9 3969 531TRANSPORT DE GAZ
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté1 3121 272
5 3974 782Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste
valeur d'instruments dérivés - prix des
marchandises(9)1
(39)(3)Perte de valeur d'actifs—(137)
—(137)Gain à la vente d'actifs——
1031 063Autres314
30(49)Total des ajustements(6)(122)
94874BAIIA1 3061 150
5 4915 656DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté1 1391 015
4 1392 869Perte de valeur d'actifs——
(330)—Total des ajustements——
(330)—BAIIA1 1391 015
3 8092 869PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté211308
672820Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste
valeur d'instruments dérivés—(7)
105(20)Pertes de valeur d'actifs—(55)
—(55)Perte de couverture réalisée——
(139)—Gain à la vente d'actifs——
2729Autres(12)(10)
(45)(41)Total des ajustements(12)(72)
(52)(87)BAIIA199236
620733ÉLIMINATIONS ET DIVERS
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté105140
34495Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste
valeur d'instruments dérivés - taux de change297(1 316)
1 131(2 032)Gain à l'extinction de dette——
25—Coûts de cessation d'emploi——
—(105)Autres(69)(226)
(29)(262)Total des ajustements228(1 542)
1 127(2 399)BAIIA333(1 402)
1 161(1 904)ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - ENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
Trimestres clos les
31 décembre
Exercices clos les
31 décembre
20252024
20252024(non audité; en millions de dollars canadiens)
Entrées de trésorerie nettes liées aux activités
d'exploitation3 1113 662
12 27012 600Montant ajusté pour les variations des actifs
et des passifs d'exploitation1666(219)
1 405133
3 7773 443
13 67512 733Distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle et à la participation ne donnant pas le
contrôle rachetable(101)(88)
(377)(333)Dividendes sur les actions privilégiées2(108)(101)
(419)(388)Investissements de maintien(336)(370)
(1 184)(1 118)Éléments d'ajustement importants à l'égard
des aspects suivants :
Autres entrées de trésorerie non comptabilisées
dans les produits(29)8
6097Coûts de cessation d'emploi, déduction faite
des impôts——
—95Distributions provenant des participations dans des
satellites en excédent des bénéfices cumulatifs2146151
702801Autres éléments(141)31
(3)104FTD3 2083 074
12 45411 9911Variations des actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des recouvrements.2Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
SOURCE Enbridge Inc.
Original: Enbridge annonce des résultats financiers records pour l'exercice 2025, confirme ses prévisions financières pour 2026 et fait croître le carnet de projets garantis à 39 G$
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