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資訊發布


恩橋公佈2024年第三季度強勁財政業績，執行業務重點，並重申財務指引和前景。

卡加利，阿爾伯塔，2024年11月1日/CNW/ - 恩橋公司（恩橋或本公司）（tsx:ENB）（紐交所:ENB）今天發布了2024年第三季度財務業績，提供了季度業務更新，並重申了其2024年財務指引和展望。

亮點
（所有財務數據均為未經審核的加幣，除非另有註明。*表示非依據公共會計準則之財務指標。請參閱 非依據公共會計準則之財務指標對帳單附錄。)

•2024年第三季度按照通用會計準則獲利13億美元，每普通股0.59美元，相較於2023年的5億美元，每普通股0.26美元的通用會計準則獲利。
•調整後的盈利為12億美元或每股普通股0.55美元，較2023年的13億美元或每股普通股0.62美元低。
•調整後的利息、所得稅前，及折舊及攤銷前純利潤（EBITDA）為42億美元，較2023年的39億美元增加8%。
•經營活動提供的現金30億美元，較2023年的31億美元下降。
•每股分配可支配現金流（DCF）達26億美元，符合2023年水準。
•重申2024年全年財務指引；公司預期在2024年底EBITDA範圍為$177億至$183億的高端附近，並且在每股DCF的中點左右。
•於2024年9月30日，從Dominion Energy, Inc.收購了North Carolina，Incorporated（PSNC）的公共服務公司，購買價約為32億美元（包括13億美元的承擔債務）。
•已完成對恩橋停靠區Ingleside能源中心（EIEC）附近額外碼頭和土地的收購，金額約為2億美元
•對於發自BP Exploration & Production Company（簡稱bp）最近獲批的Kaskida開發項目，在墨西哥灣，批准了Canyon System Pipelines這個約7億美元的工程，將運輸wti原油和天然氣。
•從I Squared Capital手中收購了德拉瓦盆地殘渣（DBR）管道系統的15%股份，在西德克薩斯延展了Permian策略和客戶服務供應。
•核准了位於德克薩斯州的815兆瓦Sequoia太陽能項目，該項目價值11億美元，主要依賴與AT&t和豐田的長期電力購買協議。
•宣布參與狐松松鼠太陽能項目第三階段，該項目預計於2024年8月完成第二階段後展開。








1





CEO評論
Greg Ebel總裁兼首席執行官評論如下：

本季，我們成功完成了於2023年9月首次宣布的收購三家美國燃氣供應公司（"收購"）。這些資產完全符合恩橋現有的低風險業務模式，提供可靠的現金流，並具有內含的快速增長機會。我對我們團隊執行和持續整合工作的承諾感到非常自豪，期待與我們的新同事和利益相關者合作，為北美500燃料幣分配客戶提供安全、可靠、負擔得起的能源。

在業務各方面，我們看到資產的強勁利用推動了另一個穩健的財務業績季度，使我們能夠連續第19年實現全年預期。我們預計將接近2024年EBITDA區間的頂端，接近我們原始每股DCF指引區間的中點。能源製造行業需求的宏觀前景和現任價值從未如此之高。恩橋獨特地處於利用這個機會並在業務全面未來增長方面佔優勢。數據中心對電力需求，工業增長和轉移對天然氣需求，以及可再生能源對幫助客戶實現排放目標的需求，正在推動史無前例的客戶對話。此外，國內和國際對石油的需求凸顯了整合基礎設施的必要性，而恩橋有能力提供。我們的四個核心業務為客戶和投資者提供了高度多元化和有價值的投資組合。

「我們已經將恩橋的業務模式定位為在全市場條件下取得成功。我們的四個核心板塊提供高品質現金流和可預測的增長，支撐我們可持續將資本回報給股東。恩橋已經連續29年增加股息，使我們成為行業板塊中少數股息貴族之一，為股東提供一個首選的投資機會-現在和未來。」

在液體產品方面，主幹線的需求仍然強勁，預計我們在2024年的成交量將超過每日300萬桶。西加拿大沉積盆地（WCSB）的增長以及系統的需求拉動特性正推動我們與客戶討論在2026年及以後進一步擴大WCSB出口的可能性。在Permian地區，強勁的Gray Oak 出貨量持續支撐我們位於Ingleside的最先進原油出口設施的高利用率，該設施在該季度創下了單日和月均成交量紀錄。我們完成了先前宣布的收購額外的Dock空間和相鄰土地以供Ingleside使用，預計這筆交易將開啟未來低倍數優化和擴張機會。

在燃料幣變速器方面，我們批准了兩個新管道系統的建設，以支持bp在墨西哥灣的Kaskida開發，進一步延伸了我們在這十年下半葉的確定增長計畫。我們還通過收購一部份高度合約天然氣管道，增強了我們的Permian燃料幣價值鏈，這些管道是Whistler Pipeline的主要餵入系統，向美國墨西哥灣岸的需求提供至關重要的能源。這一公告緊接著ADCC Pipeline的投入服務和Blackcomb Pipeline的批准，展示了通過今年早些時候宣布的Whistler Parent JV正在開啟的戰略價值和增長機遇。

在燃料幣分配方面，我們現在經營北美地區最大的天然氣公用事業，每天向超過700萬客戶提供約93億立方英尺的天然氣。收購的美國公用事業在2027年之前具有約8%的基本利率年複合增長率，並且位於支持性法規管轄區。預計從增長的天然氣需求中提供可負擔能源的機會將加速增長，並增加我們長期展望的可見度。

2

在可再生能源方面，我們繼續執行我們的紀律增長策略。Fox Squirrel Solar的第二階段容量為250兆瓦，已於2024年8月投入服務，第三階段的施工正在進行中，預計在年底前投入運營。我們還批准了德州Sequoia Solar項目，與AT&T和豐田達成了長期電力採購協議，預計大部分產出將用於這兩家公司。這個設施預計將分兩個階段於2025年和2026年投入運營，容量為815兆瓦。

「展望未來，我們行業領先的業務範圍和世界級執行力使我們處於一個很好的位置，能夠從不斷增長的需求中受益，爲新的、不斷增長的客戶群提供服務。我們保持致力於理性投資，維持健康的資產負債表，並增加我們的股息。財務紀律與我們低風險的商業模式以及明確的增長積壓訂單料被期望推動強勁的股東回報，無論在何種市場週期中，都會將恩橋定位爲首選投資機會。」


財務業績摘要

截至2024年9月30日的三個月和九個月的財務結果 以及2023年截至9月30日的財務結果在下表中總結： 並且在下表中總結了2024年和2023年的財務結果。

截至9月30日的三個月，截至9月30日的九個月
2024202320242023
(未經審計；以加拿大元表示，除每股金額外；股份數以百萬爲單位)
歸屬普通股東的普通股GAAP盈利1,293 532 4,560 4,113 
每普通股的GAAP盈利0.59 0.26 2.12 2.02 
經營活動產生的現金流量2,973 3,084 8,938 10,389 
Adjusted EBITDA1
4,201 3,871 13,490 12,347 
調整後的收益1
1,194 1,274 4,397 4,380 
每普通股調整後盈利1
0.55 0.62 2.05 2.15 
可分配現金流量1
2,596 2,573 8,917 8,535 
加權平均流通股份2,177 2,048 2,147 2,033 
1非通用會計原則財務指標。請參考 非通用會計原則調節附錄。


2024年第三季度歸屬於普通股股東的GAAP收益增加了76100萬美元，每股增加0.33美元，與2023年同期相比。這一增長主要是由於：
•2024年，非現金形式的淨未實現衍生金融工具公允價值收益爲1.12億美元（稅後9200萬美元），而2023年淨未實現虧損爲7.82億美元（稅後5.91億美元），反映用於管理匯率、利率和商品價格風險的衍生金融工具的按照市場價值計算的變化。
•2024年不存在與訴訟事項相關的12400萬美元（稅後9500萬美元）的條款調整;
•下面討論了運營績效因素。

普通股東歸屬的GAAP盈利的年度同期可比性受到某些異常、非經常性因素或其他非營運因素的影響，在附表中會進行說明。 附錄A 本新聞發佈中提到，GAAP盈利歸屬於普通股東的同期比較可比性受到某些異常、非常規因素或其他非營運因素的影響。請參閱公司的 管理層討論與分析 2024年第三季度的財務報表，以詳細討論GAAP財務結果。

3

2024年第三季度調整後的息稅折舊及攤銷前利潤(EBITDA)比2023年同期增加了33000萬美元。這主要是由於主幹系統的更高通行費、美國墨西哥灣沿岸天然氣儲存資產的更高貢獻，以及最近收購資產(包括恩橋天然氣俄亥俄、恩橋天然氣猶他、額外的Hohe See和Albatros海上風電項目、Tomorrow RNG和Whistler母公司合資)帶來的更高營業收入。這些影響部分被2024年4月出售我們在Alliance Pipeline和Aux Sable的利益所帶來的貢獻缺席所抵消。

2024年第三季度調整後的盈利減少了8000萬元，每股減少了0.07美元，與2023年同期相比，主要是由於更高的融資成本，主要是由於更高的債務本金和利率，主要歸因於收購恩橋燃料幣俄亥俄州和恩橋燃料幣猶他州，以及去年投入使用的資產造成的更高折舊費用，部分抵消了上述更高的調整後EBITDA貢獻。

2024年第三季度的貼現現金流（DCF）較2023年同期增加了2300萬美元，主要是由於上述調整後的EBITDA貢獻增加，部分抵消了來自更高的負債本金和利率導致的融資成本增加，主要歸因於收購恩橋燃料幣俄亥俄和恩橋燃料幣猶他，以及獲取資產的更高維護資本和更高的美國企業備用最低稅。

2024年的每股指標相對於2023年受到對收購活動的重大預資金活動的影響，包括2023年第三季度的買斷權益發行以及作爲收購融資計劃的一部分的2024年第二季度的現場銷售(ATM)發行。

詳細的財務信息和分析可以在下面找到 2024年第三季度財務業績。

財務展望

公司重申其2024財務指導方針，調整爲2024年8月2日收購的企業。2024年前9個月的業績符合公司的預期，恩橋預計其業務將在本年餘下時間內繼續保持強勁的產能利用率和運營性能。公司預計年底將接近EBITDA指導區間的頂端，而DCFn每股指導區間將達到中點左右。

該公司還重申其2023年至2026年的近期增長前景爲調整後的EBITDA增長率爲7-9％，調整後的每股收益（EPS）增長率爲4-6％，每股現金流（DCF）增長率約爲3％。

融資更新

2024年8月19日，恩橋發行了180000萬美元的優先票據，包括60000萬美元的期爲5年的優先票據、8億美元的期爲10年的優先票據以及40000萬美元的期爲30年的優先票據。這些發行的收入被用於償還現有債務、資本支出以及一般公司用途。

公司以4.9倍的債務與EBITDA指標結束了第三季度。 恩橋公司預計從收購交易的年化EBITDA貢獻將在2025年全年加強其債務與EBITDA的位置，同時繼續在其權益自融資模型內資助其已獲得擔保的資本增長計劃。

4

安全增長項目執行更新

在本季度，狐松鼠太陽能設施的第二階段投入使用，並已從安全增長計劃中刪除。本季度新增的備貨項目包括峽谷系統管道、巨杉太陽能項目和狐松鼠的第三階段。

公司的有保障增長積壓現在達到了270億美元，並且以符合恩橋低風險模式的商業框架作爲支撐。預計通過公司預期的每年80-90億美元的可投資增長資金完全提供已獲保障的增長計劃的融資。

業務更新


液體管道：已完成對EIEC附近土地和碼頭的收購

2024年10月24日，恩橋收購了Flint Hills Resources在EIEC旁的兩個額外碼頭和土地，總購買價格約爲2億美元。碼頭現場整合工作和額外的施工正在進行中，預計將於2025年完成。此次收購將通過增加主要設施碼頭上的超大型原油船窗口，實現對EIEC現有碼頭的優化。此外，新的碼頭和土地有助於釋放EIEC的寶貴增長機會。

燃料幣 變速器: DBR股權投資

恩橋已經收購了DBR的15%股權，DBR是一家爲Whistler Pipeline提供關鍵供應的Permian天然氣系統，來自I Squared Capital。該系統與投資級別合作伙伴簽訂了長期協議。DBR系統包括Agua Blanca Pipeline、Waha Connector Pipeline、Carlsbad Gateway Pipeline和Waha Gas Storage的50%股權。預計該交易將對恩橋的每股指標產生增值，並支持連接Permian Basin天然氣供應到不斷增長的LNG和其他美國墨西哥灣沿岸需求的持續增長。

燃料幣變速器：Sanctioned Canyon System Pipelines

恩橋已批准施工兩條新的海上管道，用於輸送天然氣和燃料幣從bp的Kaskida海上項目。該項目包括一條新的24/26"原油管道，將連接至殼牌管道公司LP的綠峽谷19號平台，以及一條12"天然氣管道連接至恩橋現有的玉蘭天然氣聚集管道。恩橋的總投資預計將達到約70000萬美元，預計投產日期爲2029年。

該項目擴大了公司的海上業務，並由長期合同支持，與恩橋的低風險業務模式一致。協議中包含燃料幣可能選擇行使的期權，將其新興的古近系組合中潛在未來生產連接到新開發的管道中。坎隆油管道和坎隆天然氣集輸系統都被設計用於連接附近發現的資源。

燃料幣分配與存儲：關閉對北卡羅來納州公共服務公司的收購

在2024年9月30日，恩橋以約32億美元的購買價格收購了PSNC，包括約13億美元的償還債務。未來PSNC將作爲恩橋燃料幣北卡羅來納業務進行。該公用事業服務約60萬客戶，擁有1.3萬英里的變速器、採集和分配管道。

此次收購的結束標誌着首次宣佈的三家美國燃料幣實用公司戰略收購成功完成，該消息最早於2023年9月宣佈。
5


可再生能源：紅杉太陽能項目

恩橋今天宣佈，已批准Sequoia太陽能項目，這是一個兩階段815兆瓦的太陽能農場，位於德克薩斯州達拉斯以西約150英里處。完成後，Sequoia將成爲北美最大的太陽能項目之一。該項目的施工在初步設備和採購合同的幫助下，風險顯著降低，重要許可證和採購訂單已經執行。該項目在與AT&T和豐田等強有力的投資級對手方簽訂的長期固定價格電力購買協議下實質上已經合同約定。恩橋對該項目的預估資本成本約爲11億美元，分階段的項目預計將於2025年和2026年完成。

可再生能源：狐松鼠太陽能項目

狐松樹太陽能項目的第二階段於第三季度投入使用，目前向PJm電網提供250兆瓦的電力。隨着第二階段順利完成，恩橋已選擇參與狐松樹太陽能項目的第三和最後一階段的開發，與EDF可再生能源合作。恩橋將爲最後一階段提供16800萬美元的資金，預計將於2024年底投入使用，併發電177兆瓦的可再生能源。該項目的所有三個階段都由與亞馬遜簽訂的爲期20年的固定價格的電力購買協議支持。


2024年第三季度財務結果

根據GAAP準則的分部EBITDA和經營活動現金流
三個月結束
September 30,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
液體管道
2,325 2,164 7,179 6,944 
燃料幣變速器1,146 973 4,506 3,220 
燃料幣分銷和儲存
522 271 1,854 1,354 
可再生能源發電
102 30 497 295 
併入及其他
295 (602)(502)(10)
EBITDA1
4,390 2,836 13,534 11,803 
歸屬於普通股股東的收益1,293 532 4,560 4,113 
經營活動產生的現金流量2,973 3,084 8,938 10,389 
1非通用會計準則財務指標，請參閱 非通用會計準則調節附錄.

爲了評估績效，公司對GAAP報告的收益、部門EBITDA和經營活動提供的現金流量進行調整，以處理飛凡、偶發或其他非經營因素，從而使管理層和投資者能夠更準確地比較公司在各時期的表現，歸一化因不代表基礎業務表現的因素。以下是包含這些調整的表格。調和EBITDA、調整後的EBITDA、按部門調整後的EBITDA、調整後的收益、調整後的每股收益和DCF與最接近的GAAP等價物的時間表已在下文中提供。 附錄 到這則新聞發佈。

6

按部門調整後的EBITDA

以美元計價的企業產生的調整後息稅折舊攤銷前利潤折算成加元at 更高的平均值 匯率 (1.36 加元/美元) 在 與 2023 年同季度（1.34 加元/美元）相比，2024 年第三季度. 美元收益的很大一部分是根據公司的全企業財務風險管理計劃進行套期保值的。套期保值結算在 「清算和其他」 中報告。

液體管道
三個月結束
September 30,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
主幹管道系統1,348 1,306 4,003 4,096 
區域型油砂系統223 246 693 726 
墨西哥海灣和中陸地區系統1
364 374 1,227 1,140 
其他系統2
408 373 1,336 1,108 
Adjusted EBITDA3
2,343 2,299 7,259 7,070 
經營數據 （平均交貨量-每日千桶）
主幹系統成交量4
2,961 2,998 3,056 3,036 
加拿大國際聯合運價5 （加拿大元）
$1.75 $1.65 $1.68 $1.65 
美國國際聯合關稅5 （美元）
$2.59 $2.57 $2.58 $2.57 
第3條線路更換附加費6 （美元）
$0.76 $0.76 $0.76 $0.79 
包括弗拉納根南管道、西維管道、灰橡樹管道、仙人掌二號管道、恩橋英格爾賽德能源中心等。
另外還包括南方光管道、Express-Platte系統、巴肯系統和其他。
3 非通用會計原則財務指標。請參考 非通用會計原則調節附錄。
主幹系統吞吐量代表從加拿大西部起始的美國和東加拿大交付物量，不包括Gretna, Manitoba以外的主幹系統交付。
每桶重質原油從哈迪斯蒂（Hardisty）到伊利諾伊州芝加哥（Chicago）的關稅，自2023年7月1日起，公司開始收取一項雙貨幣國際聯合關稅，該關稅設定在對主幹管道系統收費的協商解決方案內，不包括廢棄附加費。
自2022年7月1日起，恩橋3號管道更換附加費(L3R)，不包括接收終端附加費，根據Gretna之外成交量的9個月滾動平均確定。每增長50kbpd的成交量會在2,835kbpd以上（最高3,085kbpd）應用每桶0.035美元的折扣，而每減少50kbpd的成交量會在2,350kbpd以下（最低2,050kbpd）增加每桶0.04美元的費用。有關恩橋關於實施L3R附加費的收費訂單申請及CER TO-003-2021訂單的詳細信息，請參考。

液體管道的調整後息稅折舊及攤銷前利潤（Adjusted EBITDA）較2023年第三季度增加4400萬美元，主要涉及：

•自2024年7月1日起，主幹線系統通行費將按年度指數自動調整提高；
•由於2023年12月31日停止採用費率管制會計準則，南方光管道的貢獻增加。
•2024年將美元收入以較高的平均匯率進行翻譯，與2023年相比，產生了積極影響；部分被抵消
•降低區域型油砂系統成交量。

7

燃料幣變速器
三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
美國燃料幣傳輸946864 2,786 2,600 
加拿大燃料幣傳輸101136 395 458 
其他1
10792 329256 
Adjusted EBITDA2
1,154 1,092 3,510 3,314 
1 其他包括Tomorrow RNG，墨西哥灣海域資產，我們對DCP 中游-腦機的投資，以及其他。
非通用會計準則財務指標。請參閱 非通用會計原則調節附錄。

•
燃料幣變速器調整後的息稅折舊及攤銷前利潤比2023年第三季度增加了6,200萬美元，主要原因是：

•在我們的美國燃料幣變速器資產上，建立有利的承包和降低運營成本；
•2024年第一季度和2024年第二季度對Tomorrow RNG和Whistler Parent JV收購的貢獻；及
•將2024年美元收益按照較高的平均匯率進行換算，與2023年同期相比產生了積極影響；部分抵消
•由於我們在2024年4月出售了這些投資，因此無法從Alliance Pipeline和Aux Sable獲得貢獻。



燃料幣分銷和儲存
三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
恩橋燃料幣安大略1
297 265 1,370 1,322 
美國燃料幣公用事業公司1
217 — 445 — 
其他8 6 39 32 
Adjusted EBITDA2
522 271 1,854 1,354 
營業數據
恩橋燃料幣安大略
體積（數十億立方英尺）
372 405 1,414 1,598 
活躍客戶數量3 （百萬）
3.9 3.9 3.9 3.9 
供熱度日4
實際
10 61 1,619 2,266 
基於正常天氣的預測5
4 88 1,950 2,495 
1恩橋燃料幣公司 在業務中稱爲恩橋燃料幣安大略。美國燃料幣公用公司包括東俄亥俄燃料幣（業務名稱爲恩橋燃料幣俄亥俄）、Questar（業務名稱爲恩橋燃料幣猶他）和PSNC（業務名稱爲恩橋燃料幣北卡羅來納）。
2非通用會計準則財務指標，請參閱 非通用會計原則調節附錄。
3活躍客戶數量是指在報告期末消耗天然氣的客戶數量。
4加熱度日是一個冷度的度量，表明在恩橋天然氣安大略分銷特許經營區域用於供暖目的的體積要求。
5正常天氣是恩橋安大略燃料幣在其傳統費率區域進行天氣預報，採用安大略能源委員會批准的預測方法。

8

恩橋燃料幣安大略、恩橋燃料幣猶他和PSNC調整後的EBITDA通常會遵循季節性規律。一般來說，在一年的第一季度和第四季度最高。恩橋燃料幣安大略、恩橋燃料幣猶他和PSNC的季節性規律反映了供暖季節的成交量需求較大，季節性EBITDA波動的幅度會根據每年的天氣情況而變化，體現了比正常溫度更冷或更暖對配送成交量的影響。恩橋燃料幣俄亥俄的收益主要與成交量脫鉤，不太受天氣波動影響。恩橋燃料幣猶他和PSNC具有與天氣或燃料幣成交量變化無關的營業收入脫鉤機制，但收入會被塑造以符合季節性使用規律。

調整後的第三季度EBITDA比2023年第三季度增加了25100萬美元，主要與以下因素有關：

•2024年恩橋燃料幣俄亥俄和恩橋燃料幣猶他收購的全季度貢獻；和
•由於恩橋安大略燃料幣的費率和客戶基數增加，以及合同市場需求增加，分配費用較高。

天氣對恩橋安大略燃料幣在2024年第三季度和2023年第三季度的影響微乎其微。

可再生能源發電
三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
Adjusted EBITDA1
86 119 512 390 
1 非通用會計準則財務指標。請參考 非通用會計原則調節附錄。

與2023年第三季度相比，可再生能源發電調整後的息稅折舊及攤銷前利潤（EBITDA）減少了3300萬美元，主要與以下因素有關：

•2024年部分風能和太陽能開發合同所獲費用的缺失；部分被抵消
•由於2023年11月收購Hohe See和Albatros海上風電設施額外24.45%權益，導致其貢獻增加。


併入及其他
三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加元計；單位：百萬加元）
營運和行政成本回收96 45 381 141 
實現外匯匯率期貨結算（損失）/收益— 45 (26)78 
Adjusted EBITDA1
96 90 355 219 
1 非通用會計準則財務指標。請參考 非通用會計準則調節附錄.
此業務和行政回收的成本中包括總部提供服務的成本（包括公司資產折舊費用），以及從業務部門收回的服務提供費用。在運營業務部門的業績中，以該季度平均匯率換算的美元盈利，以及公司企業外匯套期交易計劃下的結算影響都包含在該企業部門中。
9


與2023年第三季度相比，淘汰和其他調整後的EBITDA增加了600萬美元，原因如下：
•通過預先資金化收購而增加的現金餘額投資收入；
•部分由業務單元通過一定運營和行政成本的收回時間安排; 部分抵消
•2024年對沖結算中未實現的匯率期貨影響與2023年的盈利相比。



可分配現金流量
三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
(未經審計；以加拿大元百萬計；以百萬股計數)
液體管道
2,343 2,299 7,259 7,070 
燃料幣變速器1,154 1,092 3,510 3,314 
燃料幣分銷和儲存
522 271 1,854 1,354 
可再生能源發電
86 119 512 390 
併入及其他
96 90 355 219 
Adjusted EBITDA1,3
4,201 3,871 13,490 12,347 
維護資本(290)(249)(748)(648)
利息支出1
(1,133)(912)(3,228)(2,759)
當前所得稅1
(176)(131)(597)(395)
對非控股權益的分配1
(79)(87)(245)(282)
超過所有者盈利的現金分派1
109 112 347 315 
優先股股息1
(99)(89)(287)(260)
其他現金收入未納入營業收入2
53 50 89 173 
其他非現金調整
10 8 96 44 
DCF3
2,596 2,573 8,917 8,535 
加權平均流通股份4
2,177 2,048 2,147 2,033 
1淨數呈現經調整項目後的數值。
2由於補償權和類似的遞延收入安排，在確認收入之後的合同中淨現金收入。
3非依照通用會計準則的財務指標。請參考 非通用會計原則調節附錄。
4包括2024年完成的收購事項的股權預融資。

2024年第三季度的貼現現金流較2023年同期增加了2300萬美元，主要是由於上述討論的運營因素導致調整後的息稅折舊攤銷前利潤（EBITDA）增加，但部分抵消的因素包括：

•更高的債務本金和利率，主要是由於收購恩橋燃料幣俄亥俄和恩橋燃料幣猶他導致利息支出增加；
•更高的美國企業選擇性最低稅收；和
•增加了Enbridge燃料幣俄亥俄和Enbridge燃料幣猶他的維護資本。

由於2023年第三季度的代購股權發行和2024年第二季度的ATM股權發行，權重平均普通股份增加，作爲收購資金的一部分。


10

調整後的收益

三個月結束
九月三十日,		截至9月30日的九個月
2024202320242023
（未經審計；以加拿大元計，除每股金額外，單位：百萬）
Adjusted EBITDA1,2
4,201 3,871 13,490 12,347 
折舊和攤銷
(1,368)(1,200)(3,919)(3,554)
利息支出2
(1,150)(900)(3,261)(2,743)
所得稅2
(363)(363)(1,490)(1,252)
非控制權益2
(27)(45)(136)(158)
優先股股息
(99)(89)(287)(260)
調整後的收益1
1,194 1,274 

4,397 4,380 
每股調整收益1
0.55 0.62 2.05 2.15 
1非依照通用會計準則的財務指標。請參考 非通用會計原則調節附錄。
2淨數呈現經調整項目後的數值。

與2023年第三季度相比，調整後收益減少8000萬美元，每股調整後收益減少0.07美元，主要原因是：

•較高的債務本金和利率，主要歸因於收購俄亥俄州恩布里奇天然氣公司和猶他州恩布里奇天然氣公司，導致利息支出增加；
•自2023年第三季度以來，由於已獲得或投入使用的資產折舊提高；部分抵消
•由上述討論的運營因素推動，調整後的EBITDA增長。

每股指標受2023年第三季度的股票配售和2024年第二季度的ATM股份發行的負面影響，這是爲收購提供資金的一部分。

電話會議

恩橋將於2024年11月1日上午9:00（山區時間上午7:00）舉行電話會議和網絡直播，以提供業務更新並審查2024年第三季度業績。分析師、媒體成員和其他感興趣的各方可免費撥打1-800-606-3040進入通話。電話會議將實時網絡直播。 https://app.webinar.net/Mrldw9d82No建議參與者在預定開始時間前十五分鐘撥入或加入音頻網絡直播。活動結束後不久將提供網絡直播重播，文字實錄將發佈在網站上。通話後七天內可免費重播1-(800)-606-3040（會議ID: 9581867）。

會議看漲格式將包括高管團隊的備忘錄，隨後是專爲分析師和投資社區提供的問答環節。恩橋的媒體和投資者關係團隊將在通話結束後爲任何額外問題提供幫助。

11

分紅宣告

2024年10月29日，我們的董事會宣佈以下季度分紅派息。所有分紅將於2024年12月1日支付給在2024年11月15日持股的股東。
每股股息
(除非另有說明，單位爲加元)
普通股份。$0.91500 
優先股A系列$0.34375
優先股B系列$0.32513
優先股份，D系列$0.33825
優先股份，F系列$0.34613
優先股份，G系列1
$0.43014
優先股份，H系列$0.38200
優先股份，I系列2
$0.40589
優先股份，L系列美元0.36612
優先股份，N系列$0.41850
優先股份，P系列$0.36988
R系列優先股$0.39463
1系列優先股US$0.41898
3系列優先股3
$0.33050
第4系列優先股4
$0.42206
5系列優先股US$0.41769
優先股份，第7系列$0.37425
優先股份，第9系列$0.25606
優先股份，第11系列$0.24613
優先股份，第13系列$0.19019
15系列優先股$0.18644
19系列優先股$0.38825
12024年9月1日，由於每股優先股系列G的季度股息被重設爲0.43014美元，低於之前的0.46817美元。
22024年9月1日，由於按季度基礎重置，Preference Shares I系列的每股季度股息從0.44366美元降至0.40589美元。
32024年9月1日，由於在2024年9月1日重置年度股息，Preference Shares第3系列的每股季度股息從0.23356美元提高到0.33050美元。
4戴季度股息0.42206美元每股，將在2024年12月1日支付首次偏好股系列4股息，因爲2024年9月1日將偏好股系列3轉換爲偏好股系列4。
12

前瞻性信息

本新聞稿包含前瞻性信息或前瞻性聲明，旨在提供關於恩橋及其子公司和關聯公司的信息，包括管理層對恩橋及其子公司未來計劃和運營的評估。此信息可能不適用於其他目的。前瞻性聲明通常以諸如「預期」、「期望」、「計劃」、「估計」、「預測」、「計劃」、「打算」、「目標」、「相信」、「可能」等表明未來結果或展望的類似詞語來確認。本文所包含或引用的前瞻性信息或聲明包括但不限於以下方面：恩橋的企業願景和策略，包括我們的戰略重點和展望；2024年的財務指引和近期展望，包括預計每股DCF和調整後的EBITDA及其預期增長；預期的股息、股息增長和股息政策；從Dominion Energy, Inc.（簡稱「Dominion Energy」）收購三家天然氣公用事業公司（統稱「收購」）的預期益處及其預期整合；原油、天然氣、天然氣液體（NGL）、液化天然氣（LNG）、可再生天然氣（RNG）和可再生能源的供應、需求、出口和價格的預期；我們資產的預計利用率；預期的EBITDA和調整後的EBITDA；預期的收益/(虧損)和調整後的收益/(虧損)；預期的DCF和每股DCF；預期的未來現金流；預期的股東回報和資產回報；恩橋業務的預期表現；財務實力和靈活性；融資成本和計劃，包括對於收購和我們的股本自我資金模式；關於槓桿率，包括債務/EBITDA比率的期望；流動性來源和財務資源的充足性；宣佈項目和正在施工項目的投產日期及費用的預期；資本分配框架和優先事項；天氣和季節性的影響；預期未來增長和擴展機會，包括已獲得的增長計劃、開發機會、客戶增長，以及較低碳機會和策略，包括關於Whistler Parent JV、Canyon System Pipelines以及Sequoia和Fox Squirrel Solar項目的展望；預期交易的結束、益處、致增值及時間安排；監管機構和法院的預期未來行動和決定以及其時間和影響；以及過路（費）率案討論和申請，及其預期的時間和影響。

13

儘管恩橋認爲這些前瞻性聲明是基於其所在時點可獲得信息和準備信息的過程是合理的，但這些聲明並不能保證未來的業績，讀者應謹慎對待這些前瞻性聲明。這些聲明的本質涉及多種假設、已知和未知風險、不確定性和其他因素，這些因素可能導致實際結果、活動水平和成就與這些聲明所表達或暗示的結果有實質性差異。重要的假設包括以下方面的假設：原油、天然氣、液化天然氣、天然氣液、再生能源的預期供應和需求；原油、天然氣、液化天然氣、天然氣液、再生能源的價格；我們資產的預期利用率；匯率；通脹；利率；勞動力和建築材料的供應和價格的可獲性；我們供應鏈的穩定性；運營可靠性和性能；項目支持和監管審批的維持；預期的投入運營日期；天氣；已宣佈和潛在的收購、處置和其他企業交易和項目，以及相關時間和利益，包括對收購的方面；政府法規；訴訟；信用評級；套期保值計劃；預期的息稅折舊攤銷前利潤和調整後息稅折舊攤銷前利潤；預期的盈利/（虧損）和調整後盈利/（虧損）；預期的每股盈利/（虧損）或調整後每股盈利/（虧損）；預期未來現金流量；預期的未來折現自由現金流量和每股折現自由現金流量；預期的未來分紅；財務實力和靈活性；債務和股本市場狀況；以及普通經濟和競爭條件。關於原油、天然氣、液化天然氣、天然氣液、再生能源的預期供應和需求以及這些商品的價格的假設是所有前瞻性聲明的基礎，因爲這些因素可能影響當前和未來對我們服務的需求水平。同樣，匯率、通脹和利率影響我們經營的經濟和商業環境，可能影響我們服務的需求水平和投入成本，因此這些因素在所有前瞻性聲明中是固有的。與已宣佈的項目和在建項目有關的前瞻性聲明相關的最相關假設，包括估計的完成日期和預期資本支出的相關方面，包括以下內容：勞動力和建築材料的供應和價格；我們供應鏈的穩定性；通貨膨脹和匯率對勞動力和材料成本的影響；利率對借款成本的影響；天氣的影響；收購、處置和其他交易的時間和成交價的影響；客戶、政府、法院和監管機構對建設和投入運營時間表以及成本回收制度的批准。

Enbridge’s forward-looking statements are subject to risks and uncertainties pertaining to the successful execution of our strategic priorities; operating performance; regulatory parameters and decisions; litigation; acquisitions and dispositions and other transactions, and the realization of anticipated benefits therefrom, including the Acquisitions; project approval and support; renewals of rights-of-way; weather; economic and competitive conditions; global geopolitical conditions; political decisions; public opinion; dividend policy; changes in tax laws and tax rates; exchange rates; interest rates; inflation; commodity prices; and supply of and demand for commodities, 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.
14

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, carbon capture and storage and are committed to achieving net zero greenhouse gas emissions from our operations by 2050. 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.

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15

NON-GAAP RECONCILIATIONS APPENDICES

This news release contains references to EBITDA, adjusted EBITDA, adjusted earnings, adjusted earnings per common share 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 and 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, 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.
16

APPENDIX A
NON-GAAP RECONCILIATIONS – ADJUSTED EBITDA AND ADJUSTED EARNINGS

CONSOLIDATED EARNINGS
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Liquids Pipelines
2,3252,164 7,179 6,944 
Gas Transmission1,146973 4,506 3,220 
Gas Distribution and Storage
522271 1,854 1,354 
Renewable Power Generation
10230 497 295 
Eliminations and Other
295 (602)(502)(10)
EBITDA
4,390 2,836 13,534 11,803 
Depreciation and amortization(1,317)(1,164)(3,783)(3,447)
Interest expense(1,314)(921)(3,301)(2,709)
Income tax expense(312)(128)(1,437)(1,157)
Earnings attributable to noncontrolling interests(56)(2)(167)(117)
Preference share dividends(98)(89)(286)(260)
Earnings attributable to common shareholders1,293 532 4,560 4,113 

ADJUSTED EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars, except per share amounts)
Liquids Pipelines
2,343 2,299 7,259 7,070 
Gas Transmission1,154 1,092 3,510 3,314 
Gas Distribution and Storage
522 271 1,854 1,354 
Renewable Power Generation
86 119 512 390 
Eliminations and Other
96 90 355 219 
Adjusted EBITDA
4,201 3,871 13,490 12,347 
Depreciation and amortization(1,368)(1,200)(3,919)(3,554)
Interest expense(1,150)(900)(3,261)(2,743)
Income tax expense(363)(363)(1,490)(1,252)
Earnings attributable to noncontrolling interests(27)(45)(136)(158)
Preference share dividends(99)(89)(287)(260)
Adjusted earnings1,194 1,274 4,397 4,380 
Adjusted earnings per common share0.55 0.62 2.05 2.15 

17

EBITDA TO ADJUSTED EARNINGS
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars, except per share amounts)
EBITDA
4,390 2,836 13,534 11,803 
Adjusting items:
Change in unrealized derivative fair value (gain)/loss(271)842 742 (243)
Employee severance costs— — 105 — 
Competitive Toll Settlement realized hedge loss— — — 638 
Net gain on sale— — (1,092)— 
Litigation settlement gain— 124 — 56 
Other82 69 201 93 
Total adjusting items(189)1,035 (44)544 
Adjusted EBITDA4,201 3,871 13,490 12,347 
Depreciation and amortization(1,317)(1,164)(3,783)(3,447)
Interest expense(1,312)(921)(3,298)(2,709)
Income tax expense(312)(128)(1,437)(1,157)
Earnings attributable to noncontrolling interests (56)(2)(167)(117)
Preference share dividends(99)(89)(287)(260)
Adjusting items in respect of:
Depreciation and amortization(51)(36)(136)(107)
Interest expense162 21 37 (34)
Income tax expense(51)(235)(53)(95)
Earnings attributable to noncontrolling interests29 (43)31 (41)
Adjusted earnings1,194 1,274 4,397 4,380 
Adjusted earnings per common share0.55 0.62 2.05 2.15 

18

APPENDIX B
NON-GAAP RECONCILIATION – ADJUSTED EBITDA TO SEGMENTED EBITDA

LIQUIDS PIPELINES
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
2,343 2,299 7,259 7,070 
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss)26 (94)20 555 
CTS realized hedge loss— — — (638)
Litigation settlement gain— — — 68 
Other(44)(41)(100)(111)
Total adjustments
(18)(135)(80)(126)
EBITDA
2,325 2,164 7,179 6,944 

GAS TRANSMISSION
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
1,154 1,092 3,510 3,314 
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Commodity prices13 (2)(4)(2)
Gain on sale of Alliance and Aux Sable— — 1,063 — 
Litigation provision— (124)— (124)
Other
(21)7 (63)32 
Total adjustments
(8)(119)996 (94)
EBITDA
1,146 973 4,506 3,220 

GAS DISTRIBUTION AND STORAGE
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
522 271 1,854 1,354 
Total adjustments
— — — — 
EBITDA
522 271 1,854 1,354 

19

RENEWABLE POWER GENERATION
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA
86 119 512 390 
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Commodity prices26 (84)(13)(84)
Gain on sale of NR Green— — 29 — 
Other
(10)(5)(31)(11)
Total adjustments
16 (89)(15)(95)
EBITDA
102 30 497 295 

ELIMINATIONS AND OTHER
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Adjusted EBITDA96 90 355 219 
Change in unrealized derivative fair value gain/(loss) - Foreign exchange217 (652)(716)(250)
Employee severance costs— — (105)— 
Other
(18)(40)(36)21 
Total adjustments
199 (692)(857)(229)
EBITDA295 (602)(502)(10)

APPENDIX C
NON-GAAP RECONCILIATION – CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES TO DCF
Three months ended
September 30,		Nine months ended September 30,
2024202320242023
(unaudited; millions of Canadian dollars)
Cash provided by operating activities
2,973 3,084 8,938 10,389 
Adjusted for changes in operating assets and liabilities1
(155)(233)352 (1,461)
2,818 2,851 9,290 8,928 
Distributions to noncontrolling interests2
(79)(87)(245)(282)
Preference share dividends2
(99)(89)(287)(260)
Maintenance capital
(290)(249)(748)(648)
Significant adjusting items:
Other receipts of cash not recognized in revenue
53 50 89 173 
Employee severance costs, net of tax4 — 95 — 
Distributions from equity investments in excess of cumulative earnings2
174 148 650 343 
CTS realized hedge loss, net of tax— — — 479 
Litigation settlement gain— — — (68)
Other items
15 (51)73 (130)
DCF
2,596 2,573 

8,917 8,535 
1Changes in operating assets and liabilities, net of recoveries.
2Presented net of adjusting items.

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