Russ Girling, PDG de TC Energy Corporation (TRP), à propos des résultats du premier trimestre 2020 – Transcription de l’appel aux résultats

TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Conférence téléphonique sur les résultats du 1er trimestre 2020 le 1er mai 2020 à 15h00 (heure de l’Est)

Entreprises participantes

David Moneta – Vice-président, Relations avec les investisseurs

Russ Girling – Président et directeur général

Don Marchand – Vice-président exécutif, Stratégie et développement de l’entreprise et directeur financier

Francois Poirier – Directeur général et président de Power and Storage and Mexico

Tracy Robinson – Vice-présidente exécutive et présidente, Canadian Natural Gas Pipelines

Paul Miller – Vice-président exécutif et président des pipelines de liquides

Stan Chapman – Président, TC PipeLines GP, EVP et Président, U.S. Natural Gas Pipelines

Bevin Wirzba – Vice-président principal, Oléoducs et gazoducs

Participants à la conférence téléphonique

Robert Catellier – CIBC

Robert Kwan – RBC

Jeremy Tonet – JPMorgan

Linda Ezergailis – TD Securities

Andrew Kuske – Crédit Suisse

Robert Hope – Banque Scotia

Asit Sen – Banque d’Amérique

Patrick Kenny – Financière Banque Nationale

Shneur Gershuni – UBS

Matthew Taylor – Tudor, Pickering, Holt

Michael Lapides – Goldman Sachs

Opérateur

Bon après-midi, Mesdames et Messieurs. Bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre de TC Energy 2020. Je voudrais maintenant passer la parole à M. David Moneta, vice-président des relations avec les investisseurs. Allez-y, s’il vous plaît, M. Moneta.

David Moneta

Merci et merci beaucoup, et bonjour à tous. Je vous souhaite la bienvenue à la conférence téléphonique du premier trimestre 2020 de TC Energy. Je suis accompagné de Russ Girling, président et directeur général ; Don Marchand, vice-président directeur, stratégie et développement d’entreprise et directeur financier ; François Poirier, directeur de l’exploitation et président, électricité et stockage et Mexique ; Tracy Robinson, présidente, Canadian Natural Gas Pipelines ; Stan Chapman, président, U.S. Natural Gas Pipelines ; Paul Miller, président, Liquids Pipelines ; Bevin Wirzba, vice-président directeur, Liquid Pipelines ; et Glenn Menuz, vice-président et contrôleur. Russ et Don commenceront aujourd’hui par quelques commentaires liminaires sur nos résultats financiers et certains autres développements de l’entreprise.

Une copie de la présentation de diapositives qui accompagnera leurs remarques est disponible sur notre site web, elle se trouve dans la section Investisseurs sous la rubrique Événements et présentations. Après avoir préparé leurs remarques, nous répondrons aux questions de la communauté des investisseurs. Si vous êtes un membre des médias, veuillez contacter Jaimie Harding suite à cet appel, et elle se fera un plaisir de répondre à vos questions.

Afin d’offrir à tous les membres de la communauté des investisseurs une chance égale de participer, nous vous demandons de vous limiter à deux questions. Si vous avez des questions supplémentaires, veuillez refaire la queue. Nous vous demandons également de centrer vos questions sur notre secteur, notre stratégie d’entreprise, les développements récents et les éléments clés de nos performances financières. Si vous avez des questions détaillées concernant certaines de nos petites opérations, ou vos modèles financiers détaillés, Hunter et moi serions heureux d’en discuter avec vous après l’appel.

Avant que Russ ne commence, j’aimerais vous rappeler que nos remarques d’aujourd’hui comprendront des déclarations prospectives qui sont soumises à d’importants risques et incertitudes. Pour plus d’informations sur ces risques et incertitudes, veuillez consulter les rapports déposés par TC Energy auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières et de la Securities and Exchange Commission des États-Unis.

Enfin, au cours de cette présentation, nous ferons référence à des mesures telles que les bénéfices comparables, les bénéfices comparables par action, les bénéfices comparables avant intérêts, impôts et amortissements, ou EBITDA comparable, et les fonds comparables générés par les opérations. Ces mesures et certaines autres mesures comparables sont considérées comme des mesures non conformes aux PCGR. Par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d’autres entités. Elles sont utilisées pour vous fournir des informations supplémentaires sur les performances opérationnelles de TC Energy, sa liquidité et sa capacité à générer des fonds pour financer ses opérations.

Sur ce, je vais maintenant passer la parole à Russ.

Russ Girling

Merci, David. Et bon après-midi à tous. Et merci beaucoup à vous tous d’être venus aujourd’hui. Il est clair que nous vivons une époque sans précédent avec COVID-19, la pandémie ayant un impact significatif sur des millions de personnes dans le monde. Au nom de TC Energy, j’aimerais commencer par exprimer mes sincères remerciements aux travailleurs de première ligne des services de santé et autres services essentiels qui risquent leur sécurité personnelle pour assurer le bien-être des autres. Vos actions désintéressées en cette période difficile sont vraiment courageuses.

Chez TC Energy, comme toujours, nous nous concentrons également sur la santé et la sécurité de nos employés, de nos sous-traitants et des communautés dans lesquelles nous opérons. Lorsque l’Organisation mondiale de la santé a déclaré que COVID-19 était une pandémie mondiale au début du mois de mars, nos plans de continuité des activités ont été mis en place dans toute l’organisation, ce qui nous a permis de continuer à exploiter efficacement nos actifs et à exécuter nos programmes d’investissement. Les services que nous fournissons sont généralement considérés comme essentiels ou critiques au Canada, aux États-Unis et au Mexique, étant donné le rôle important que joue notre infrastructure dans la fourniture d’énergie aux populations de tout le continent.

Et comme une responsabilité que nous prenons très au sérieux, comme beaucoup d’autres, des milliers de nos employés travaillent maintenant à distance, tandis que ceux qui doivent être physiquement sur notre lieu de travail suivent des protocoles rigoureux en matière de santé, d’hygiène et d’éloignement. Je tiens à reconnaître et à remercier nos employés et leurs familles pour leurs efforts constants visant à garantir que l’énergie vitale pour la vie quotidienne d’un si grand nombre de personnes continue à être fournie sans interruption dans toute l’Amérique du Nord et que vos efforts font vraiment la différence.

Avec environ 95 % de notre EBITDA comparable provenant d’actifs réglementés ou sous contrat à long terme, nous sommes largement à l’abri de la volatilité associée au volume de production et aux prix des matières premières que connaissent de nombreuses autres entreprises.

Hormis l’impact des activités normales d’entretien et des facteurs saisonniers, nous n’avons pas constaté jusqu’à présent de changement significatif dans l’utilisation de nos actifs, ce qui renforce encore leur nature critique pour l’Amérique du Nord.

En conséquence, comme le souligne notre rapport du premier trimestre, notre portefeuille de 100 milliards de dollars, des actifs d’infrastructure énergétique de haute qualité et à longue durée de vie continuent de produire de solides résultats financiers. Et nous continuons à capitaliser – ou nous continuons à réaliser la croissance attendue de notre programme de capitalisation, le plus important du secteur. Aujourd’hui, ce programme que nous faisons avancer est de 43 milliards de dollars de projets d’investissement garantis, et il comprend maintenant Keystone XL.

En outre, nous continuons à faire avancer plus de 10 milliards de dollars de projets en cours de développement, y compris la remise à neuf de cinq autres réacteurs de Bruce Power dans le cadre de leur programme de prolongation de la durée de vie à long terme.

Au cours des quatre derniers mois, nous avons pris des mesures importantes pour financer notre programme de dépenses en capital pour 2020 et maintenir notre solide position financière malgré les conditions difficiles des marchés de capitaux. Plus précisément, nous avons augmenté nos liquidités de plus de 9 milliards de dollars grâce à l’émission de dettes à long terme au Canada et aux États-Unis à des taux très intéressants, à la mise en place de facilités de crédit engagées supplémentaires et à la vente de trois centrales électriques au gaz naturel en Ontario.

Si l’on ajoute à cela nos flux de trésorerie d’exploitation prévisibles et croissants et la vente d’une participation de 65 % dans le projet Coastal GasLink, dont la clôture est prévue au deuxième trimestre, nous pensons être très bien placés pour continuer à financer notre programme d’investissement et nos autres obligations pendant une période prolongée de perturbation des marchés financiers, si cela devait se produire.

Pour l’avenir, nous prévoyons que nos solides performances opérationnelles et financières se poursuivront avec un bénéfice par action comparable en 2020, qui devrait encore être similaire à celui enregistré – ou aux résultats records que nous avons produits en 2019. Si nous sommes fiers de notre performance financière et des rendements importants que nous avons générés pour nos actionnaires, nous savons que notre succès continu dépend de notre capacité à faire rebondir la rentabilité, avec la sécurité et la responsabilité environnementale et sociale.

Nous avons 65 ans d’expérience en matière de sécurité et de fiabilité des opérations, mais nous reconnaissons que nous pouvons toujours nous améliorer. Pour vous tenir mieux informés, nous avons publié plusieurs documents ESG destinés aux investisseurs au cours de l’année dernière. Ils décrivent certains des travaux que nous réalisons pour garantir la résilience de notre entreprise dans un paysage énergétique en constante évolution. Vous trouverez tous ces documents sur notre site web à l’adresse tcenergy.com.

Sur cette base, j’expliquerai certains des développements récents en commençant par un bref examen de nos résultats financiers du premier trimestre. Don vous donnera plus de détails sur les résultats et les liquidités dans quelques minutes.

En excluant certains éléments spécifiques, les bénéfices comparables se sont élevés à 1,1 milliard de dollars, soit 1,18 dollar par action ordinaire, pour le trimestre clos le 31 mars, contre 1 milliard de dollars, soit 1,7 dollar par action, en 2019, ce qui représente une augmentation de 10 % par action. L’EBITDA comparable de 2,5 milliards de dollars était de 6 % supérieur au montant déclaré pour la même période de l’année précédente, tandis que les fonds comparables générés par les opérations s’élevaient à 2,1 milliards de dollars, soit 17 % de plus que pour la période comparable.

Chacun de ces montants reflète la forte performance de nos actifs hérités, ainsi que les contributions de 1,6 milliard de dollars supplémentaires de nouveaux actifs à long terme sous contrat et à taux réglementés mis en service au début de 2020.

Ensuite, je ferai quelques commentaires sur nos trois activités principales, en commençant par notre activité de gazoduc de gaz naturel. La demande des clients pour nos services est restée forte malgré les effets de la COVID-19 sur l’économie nord-américaine au sens large. En témoignent les volumes transportés sur nos réseaux avec le système NGTL, les arrivages sur le terrain s’élevant en moyenne à environ 12,2 milliards de pieds cubes par jour, les arrivages sur la canalisation principale de l’Ouest canadien s’élevant en moyenne à 3,2 milliards de pieds cubes par jour, notre réseau de gazoducs américain plus étendu s’étendant sur environ 26 milliards de pieds cubes par jour et nos gazoducs mexicains s’étendant sur environ 1,5 milliard de pieds cubes par jour. Chacun de ces volumes est similaire ou supérieur aux volumes transportés au cours de la même période l’année dernière. Dans le même temps, nous continuons à faire avancer plus de 27 milliards de dollars de projets d’investissement liés à nos activités dans le domaine des gazoducs.

Le programme comprend une expansion importante de notre réseau NGTL, des ajouts de capacité de notre — à travers notre réseau américain, le pipeline Villa de Reyes, le projet Tula et notre projet de pipeline Coastal GasLink en Colombie-Britannique, qui jouera un rôle important dans la livraison du gaz naturel canadien aux marchés asiatiques.

Bien qu’il soit trop tôt pour déterminer si la pandémie COVID-19 aura des répercussions à long terme sur nos programmes d’investissement, nous nous attendons à un certain ralentissement de nos activités de construction et de nos dépenses d’investissement en 2020 en raison de la crise sanitaire mondiale et des répercussions que les protocoles de sécurité liés à COVID auront sur notre productivité en matière de construction.

Enfin, en ce qui concerne le gazoduc la semaine dernière, nous avons le plaisir d’annoncer un règlement des besoins en revenus sur cinq ans avec nos clients du réseau NGTL. Ce règlement, qui s’étend de janvier 2020 à décembre 2024, prévoit un rendement de base de 10,1 % sur 40 % d’actions ordinaires réputées et comprend des mécanismes d’incitation pour certains coûts d’exploitation lorsque les écarts par rapport aux montants prévus seraient partagés entre TC Energy et nos clients.

Le règlement est le fruit d’un processus de collaboration entre nous et nos clients et répond à leurs besoins en cette période difficile tout en nous assurant un rendement stable alors que nous investissons des milliards de dollars dans l’infrastructure des gazoducs pour améliorer leur connectivité d’approvisionnement en gaz naturel aux marchés de premier ordre.

Passons maintenant à notre activité « Liquids Pipeline », qui a généré de solides résultats au cours du premier trimestre malgré l’extraordinaire volatilité des marchés mondiaux du pétrole brut. Bien que cette volatilité ait eu un impact sur notre marché – la commercialisation de liquides en retour des activités, Keystone a continué à produire des résultats solides car elle dessert un marché important dans le Midwest américain et sur la côte du Golfe du Mexique et est soutenue par des contrats d’achat ferme à long terme avec des contreparties solides. Toujours dans le domaine des pipelines de liquides, nous avons récemment annoncé que nous commencerions la construction du pipeline Keystone ou du pipeline Keystone XL. Keystone XL est la quatrième phase du système Keystone et continue à être un projet très important pour le Canada et les États-Unis. Il permettra de créer des milliers d’emplois, de faire progresser la sécurité énergétique des deux pays d’une manière écologique et durable. Le projet est soutenu par de nouveaux contrats d’enlèvement ferme sur 20 ans qui devraient générer environ 1,3 milliard de dollars US et un EBITDA annuel supplémentaire une fois le gazoduc mis en service. Keystone XL nécessitera un investissement supplémentaire d’environ 8 milliards de dollars US et devrait entrer en service en 2023.

Pour faire avancer le projet, nous avons conclu un partenariat avec le gouvernement de l’Alberta qui investira environ 1,1 milliard de dollars de capitaux propres dans le projet et garantira entièrement une facilité de crédit de 4,2 milliards de dollars américains au niveau du projet. Une fois le projet achevé et mis en service, nous prévoyons d’acquérir la participation du gouvernement de l’Alberta et de refinancer la facilité de crédit. Nous apprécions le soutien continu des propriétaires fonciers, des clients, des groupes autochtones et de nombreux autres partenaires aux États-Unis et au Canada qui nous ont aidés à obtenir le soutien du projet et les principales approbations réglementaires pour ce très important projet d’infrastructure énergétique.

En outre, j’aimerais remercier les nombreux responsables gouvernementaux d’Amérique du Nord pour leur soutien sans lequel ce projet n’aurait pas pu avancer.

À l’avenir, nous continuerons à gérer avec soin diverses questions juridiques et réglementaires pendant la construction de cet oléoduc qui aura la capacité de transporter environ 830 000 barils par jour d’énergie produite de manière responsable à partir des sables bitumineux canadiens vers le plus grand marché de raffinage du continent, sur la côte du golfe du Mexique aux États-Unis.

Passons maintenant à l’énergie et au stockage, où Bruce Power a continué à produire de solides résultats au cours des trois premiers mois de cette année. Après des années de préparation, en janvier, Bruce Power a commencé à travailler sur le remplacement des principaux composants de la tranche 6 ou sur l’arrêt du MCR lorsqu’ils l’ont mise hors service ici en janvier. Nous prévoyons d’investir environ 2,4 milliards de dollars dans ce programme ainsi que dans le programme de gestion des actifs en cours jusqu’en 2023, date à laquelle la remise à neuf de la tranche 6 devrait être achevée.

Malheureusement, à cause de COVID-19, le 25 mars 2020, Bruce Power a déclaré un cas de force majeure dans le cadre de son contrat avec l’Independent Electric System Operator. Cet avis de force majeure couvre la tranche 6 MCR et certains travaux de gestion d’actifs. Au moment où la force majeure a été déclarée, le programme de la tranche 6 MCR était en avance sur le calendrier. Malgré la force majeure, Bruce Power a pu poursuivre des travaux limités sur les activités du chemin critique ainsi que la formation des entrepreneurs du MCR. Fin avril, la remobilisation de la main-d’œuvre de la MCR a commencé avec la mise en place de mesures COVID-19 strictes en matière de sécurité des travailleurs. Ces mesures comprennent des ajustements d’équipes pour réduire les effectifs, l’augmentation des équipements de protection individuelle, l’éloignement physique et la réduction des travaux non critiques. Les opérations et les arrêts planifiés de toutes les autres unités devraient se poursuivre normalement.

Enfin, en début de semaine, nous avons conclu la vente de trois centrales électriques au gaz naturel en Ontario, Napanee, Halton Hills, et de notre participation dans le Portlands Energy Centre. Le produit net d’environ 2,8 milliards de dollars servira à financer notre programme d’investissement, le plus important du secteur.

En résumé, nous avançons aujourd’hui 43 milliards de dollars de projets de croissance garantis qui devraient entrer en service d’ici 2023. Nous avons investi environ 12 milliards de dollars dans ce programme à ce jour, dont environ 6 milliards de dollars dans ces projets, qui devraient être achevés d’ici la fin de 2020. Ils sont notamment tous sous-tendus par la réglementation du coût du service pour les contrats à long terme, ce qui nous donne une visibilité sur les bénéfices et les flux de trésorerie qu’ils généreront à leur entrée en service.

Sur la base de la solidité de nos récents résultats financiers et de nos perspectives prometteuses pour l’avenir, le conseil d’administration de TC Energy a déclaré en février un dividende de 0,81 dollar par action ordinaire pour le premier trimestre 2020, ce qui équivaut à 3,24 dollars sur une base annuelle. Cela représente une augmentation de 8 % par rapport au montant déclaré pour la même période en 2019 et c’est la 20e année consécutive que notre conseil d’administration a augmenté le dividende.

Au cours de cette même période, nous avons maintenu des ratios de couverture solides et constants, notre dividende représentant en moyenne une distribution d’environ 80 % des bénéfices comparables et 40 % des fonds comparables générés par l’exploitation, ce qui nous laisse des flux de trésorerie internes importants à investir dans nos activités.

Sur la base de la bonne performance continue de notre activité de base, de la croissance organique – et de la croissance organique que nous prévoyons de réaliser à mesure que nous avançons dans notre programme de capital garanti de 43 milliards de dollars, nous nous attendons à ce que notre dividende augmente à un taux annuel moyen de 8 à 10 % jusqu’en 2021, et de 5 à 7 % par la suite.

En résumé, je vous laisse avec les messages clés suivants :

Aujourd’hui, nous sommes l’une des principales entreprises nord-américaines d’infrastructures énergétiques, avec un solide historique de création de valeur à long terme pour les actionnaires. Nos actifs fournissent un service essentiel au fonctionnement de la société et de l’économie nord-américaines et la demande pour nos services reste forte.

Pour l’avenir, nous disposons de cinq grandes plateformes de croissance : les gazoducs canadiens, américains et mexicains, les pipelines de liquides et l’électricité et le stockage. Alors que nous poursuivons notre programme de capital garanti de 43 milliards de dollars, nous prévoyons de renforcer nos résultats à long terme en termes de croissance des bénéfices, de flux de trésorerie et de dividendes par action.

Nous avons également plus de 10 milliards de dollars de projets en phase avancée de développement et nous nous attendons à ce que de nombreuses autres opportunités de croissance organique dans les corridors émanent de notre vaste empreinte d’actifs critiques.

En regardant [Audio Gap] en travaillant conformément à nos valeurs et en réagissant rapidement aux signaux du marché pour nous assurer que nous restons à la pointe du secteur et que nous faisons preuve de résilience tout en continuant à accroître la valeur pour les actionnaires.

Je vais maintenant passer la parole à Don, qui vous donnera plus de détails sur nos résultats du premier trimestre et notre situation financière. Alors, Don, à vous.

Don Marchand

Merci, Russ. Bonjour à tous. Comme l’indiquent nos résultats publiés plus tôt dans la journée, le revenu net attribuable aux actions ordinaires s’est élevé à 1,15 milliard de dollars, soit 1,22 dollar par action, au cours du premier trimestre 2020, contre 1 milliard de dollars, soit 1,9 dollar par action, pour la même période en 2019. Les résultats du premier trimestre comprennent une reprise positive de 281 millions de dollars de la provision pour dépréciation de l’impôt sur le revenu suite à notre réévaluation des actifs d’impôt différé qui sont considérés comme plus susceptibles d’être réalisés qu’improbables en raison de notre décision de poursuivre le projet Keystone XL.

Cette perte a été partiellement compensée par une perte supplémentaire après impôt de 77 millions de dollars liée aux centrales électriques au gaz naturel de l’Ontario destinées à être vendues. Le premier trimestre 2019 comprenait également certains éléments spécifiques présentés sur la diapositive et abordés plus en détail dans notre rapport aux actionnaires du premier trimestre 2020. Ces éléments spécifiques, ainsi que les gains et pertes non réalisés résultant de changements dans les activités de gestion des risques, sont exclus des bénéfices comparables. Les bénéfices comparables du premier trimestre ont augmenté de 122 millions de dollars pour atteindre 1,1 milliard de dollars, soit 1,18 $ par action, contre 987 millions de dollars ou 1,7 $ par action en 2019, ce qui représente une augmentation de 10 % par action.

Passons aux résultats de notre secteur d’activité sur la diapositive 14. Au premier trimestre, l’EBITDA comparable de nos cinq secteurs d’activité s’est élevé à 2,5 milliards de dollars, soit une augmentation de 152 millions de dollars par rapport à 2019. Le BAIIA comparable de Canadian Natural Gas Pipelines, qui s’élève à 597 millions de dollars, a augmenté de 41 millions de dollars par rapport à la même période l’an dernier, principalement en raison de l’augmentation des revenus de base, ainsi que de l’amortissement des actions accréditives et des charges financières du réseau NGTL provenant des installations supplémentaires mises en service.

Cette situation a été partiellement compensée par une baisse de l’impôt sur le revenu des actions accréditives, tant sur le système NGTL que sur la ligne principale canadienne, en raison des mesures d’amortissement fiscal accéléré adoptées par le gouvernement fédéral canadien en juin 2019. Le bénéfice net du système NGTL a augmenté de 22 millions de dollars par rapport au premier trimestre 2019 en raison d’une base d’investissement moyenne plus élevée et de l’expansion continue du système, et a reflété un rendement des capitaux propres de 10,1 % sur 40 % des capitaux propres présumés.

Le revenu net de la ligne principale canadienne a diminué de 5 millions de dollars d’une année sur l’autre, en grande partie à cause de la baisse des revenus d’incitation. Le BAIIA comparable de U.S. Natural Gas Pipelines, qui s’est élevé à 766 millions de dollars américains ou 1,032 milliard de dollars canadiens au cours du trimestre, a augmenté de 36 millions de dollars américains ou 60 millions de dollars canadiens par rapport à la même période en 2019. Cette augmentation est principalement due aux contributions des projets de croissance Columbia Gas et Columbia Gulf mis en service, partiellement compensées par la vente de certains actifs intermédiaires de Columbia en août 2019.

L’EBITDA comparable de Mexico Natural Gas Pipelines de 198 millions de dollars américains ou 269 millions de dollars canadiens est supérieur de 88 millions de dollars américains ou 123 millions de dollars canadiens à celui du premier trimestre 2019. Cette augmentation est principalement due à la hausse des recettes de certaines taxes, dont 55 millions de dollars US associés à des frais ponctuels réalisés à la suite de l’achèvement du projet, par rapport aux objectifs du contrat, ainsi qu’à des frais perçus pour l’exploitation du gazoduc.

L’EBITDA comparable de Liquids Pipelines a diminué de 118 millions de dollars pour atteindre 445 millions de dollars au premier trimestre 2027, en raison de la baisse des volumes non contractuels sur le réseau de pipelines Keystone, d’une contribution moindre des activités de commercialisation des liquides en raison de la baisse des marges, et de la réduction des bénéfices en raison de la monétisation partielle de Northern Courier en juillet 2019.

Le BAIIA comparable de la division Énergie et stockage a augmenté de 43 millions de dollars d’une année sur l’autre pour atteindre 194 millions de dollars, en raison des résultats plus élevés de Bruce Power, qui ont été augmentés par une hausse du prix de l’énergie réalisé et une production plus élevée, résultant d’un nombre plus faible de jours d’arrêt, partiellement compensés par des pertes sur les fonds investis pour les avantages postérieurs à la retraite.

La contribution plus élevée de Bruce Power a été légèrement compensée par la baisse des résultats de Canadian Power, en grande partie en raison d’une panne de notre centrale de cogénération de Mackay River, qui a débuté à la fin du quatrième trimestre 2019 et de la vente des centrales de Coolidge en mai 2019.

Pour toutes nos entreprises dont les revenus sont libellés en dollars américains, y compris les pipelines de gaz naturel américains, les pipelines de gaz naturel mexicains et une partie des pipelines de liquides, l’EBITDA a été converti en dollars canadiens en utilisant un taux de change moyen de 1,34 au premier trimestre 2020 par rapport à un taux similaire à celui utilisé pour la même période en 2019. Pour rappeler notre approche de la gestion du risque de change, nos flux de revenus libellés en dollars américains sont partiellement couverts par les intérêts sur la dette libellée en dollars américains. Nous gérons ensuite activement l’exposition résiduelle sur une base mobile d’un an, les gains et pertes réalisés sur ce programme étant reflétés dans les revenus d’intérêts comparables et autres.

Passons maintenant aux autres postes du compte de résultat de la diapositive 15. Les amortissements de 630 millions de dollars ont augmenté de 22 millions de dollars par rapport au premier trimestre 2019, principalement en raison des nouveaux projets mis en service dans les gazoducs canadiens et américains. L’amortissement des Canadian Natural Pipelines est récupérable et totalise sur une base de flux. Les charges d’intérêts de 578 millions de dollars pour le premier trimestre 2020 ont diminué de 8 millions de dollars d’une année sur l’autre, principalement en raison de l’effet net de la hausse des intérêts capitalisés liés à Coastal GasLink et Keystone XL, de la baisse des taux d’intérêt sur les niveaux plus élevés d’emprunts à court terme et des émissions de dette à long terme, déduction faite des échéances.

L’AFUDC a diminué de 57 millions de dollars pour les trois mois se terminant le 31 mars 2020 par rapport à la même période en 2019, principalement en raison des projets de croissance de Columbia Gas mis en service en 2019 et de la suspension de l’enregistrement de l’AFUDC, à compter du 1er janvier 2020 sur Tula en raison de retards de construction continus. Les revenus d’intérêts comparables et autres ont augmenté de 19 millions de dollars au cours du premier trimestre par rapport à 2019, principalement en raison des gains de change non réalisés sur les passifs d’impôts différés libellés en pesos, reflétant l’affaiblissement du peso mexicain au cours du premier trimestre 2020. La charge d’impôt sur le revenu incluant les bénéfices comparables s’est élevée à 211 millions de dollars au premier trimestre 2020, contre 228 millions de dollars pour la même période l’année dernière. Cette baisse de 17 millions de dollars est principalement due à la diminution des impôts sur les bénéfices des pipelines canadiens à taux réglementé, y compris un taux d’imposition des sociétés plus faible en Alberta, partiellement compensée par la diminution des écarts de taux d’imposition à l’étranger et l’augmentation des bénéfices avant impôts. Si l’on exclut les pipelines canadiens à taux réglementé, nos impôts sur le revenu sont un élément de transit et donc très variables.

Avec les revenus de l’AFUDC dans les gazoducs américains et mexicains, nous prévoyons que notre taux d’imposition effectif pour l’année 2020 se situera entre le milieu et le haut de l’adolescence après normalisation de ces éléments. Le bénéfice net attribuable aux intérêts minoritaires s’est élevé à 96 millions de dollars au premier trimestre, en baisse de 5 millions de dollars par rapport à la même période de l’année dernière, principalement en raison de la baisse des bénéfices de TC PipeLines, LP. Enfin, les dividendes des actions privilégiées ont été comparables à ceux du premier trimestre 2019.

Passons maintenant à la diapositive 16. Au cours du premier trimestre, nous avons investi environ 2,3 milliards de dollars dans un programme d’investissement qui reflète 100 % des dépenses de Coastal GasLink, en attendant la clôture de la vente d’actions à KKR et AIMCo prévue au deuxième trimestre. Les dépenses d’investissement ont été largement financées avec des fonds comparables générés par l’exploitation, soit 2,1 milliards de dollars, ainsi qu’avec l’encaisse et les effets à payer. Comme chacun le sait, les conditions du marché des capitaux ont été considérablement affectées par COVID-19, ce qui a entraîné des périodes de volatilité considérablement accrue et de réduction des liquidités. En réponse à cette situation, nous avons obtenu une capacité financière supplémentaire d’environ 6,6 milliards de dollars au début du mois d’avril grâce à des émissions de dette à long terme au Canada et aux États-Unis à des conditions intéressantes, ainsi qu’à la mise en place de facilités de crédit supplémentaires de 2 milliards de dollars US.

Notre solide position financière est renforcée en début de semaine par l’achèvement de la cession de nos trois centrales électriques au gaz naturel de l’Ontario pour 2,8 milliards de dollars. La vente se traduira par une perte finale estimée à 370 millions de dollars après impôts, dont 271 millions ont été réalisés au 31 mars 2020. Le montant restant sera comptabilisé à la clôture et reflété dans les résultats du deuxième trimestre 2020. Ces transactions ont collectivement ajouté plus de 9 milliards de dollars de liquidités supplémentaires au cours du mois dernier, améliorant notre flexibilité financière et démontrant notre accès continu aux marchés des capitaux dans des conditions de marché tendues.

À l’avenir, notre solidité financière s’améliorera encore avec l’achèvement de la monétisation partielle de Coastal GasLink et la mise en place d’un financement au niveau du projet. Fin avril, nous avons signé un accord de crédit avec un syndicat de banques, étendant le financement sans recours au niveau du projet pour financer la majorité des coûts de construction du projet. Les facilités de crédit pourront être utilisées une fois que les conditions préalables auront été remplies, notamment la conclusion de l’accord d’achat d’actions avec KKR et AIMCo, qui devrait avoir lieu au deuxième trimestre. Comme Russ l’a souligné, nous avons également obtenu le soutien du gouvernement de l’Alberta pour Keystone XL sous la forme d’un apport en capital de 1,1 milliard de dollars US et d’une garantie de prêt de 4,2 milliards de dollars US.

Passons maintenant à la diapositive 17. Ce graphique met en évidence nos prévisions concernant les sources et l’utilisation des fonds en 2020. En commençant dans la colonne de gauche, on trouve des échéances de dettes à long terme de 3,7 milliards de dollars, des distributions de dividendes et d’intérêts minoritaires d’environ 3,3 milliards de dollars, et des dépenses d’investissement en 2020 qui sont maintenant prévues à environ 10 milliards de dollars avec l’ajout de Keystone XL, et reflétant une participation de 100 % de Coastal Gaslink jusqu’à la clôture de l’accord d’achat d’actions, ce qui porte nos besoins totaux de financement pour l’année à environ 17 milliards de dollars. La deuxième colonne met en évidence les sources globales d’environ 17 milliards de dollars, y compris les prévisions de flux de trésorerie interne d’environ 7 milliards de dollars, les produits de la vente des centrales électriques au gaz naturel de l’Ontario s’élèvent à 2,8 milliards de dollars, la vente de la participation de 65 % dans Coastal GasLink et le financement associé au niveau du projet qui devraient générer ensemble environ 2,2 milliards de dollars, l’investissement en actions du gouvernement de l’Alberta dans Keystone XL à 1,1 milliard de dollars américains ou 1,5 milliard de dollars canadiens et 3,7 milliards de dollars de dette à long terme qui a été émise en avril.

Avec l’achèvement de ces activités de financement, nous sommes effectivement entièrement financés pour 2020 et avec plus de 13 milliards de dollars de facilités de crédit engagées en place et des programmes de papier commercial bien soutenus au Canada et aux États-Unis, nous sommes en mesure de naviguer avec assurance sur une période prolongée de perturbations si cela devait se produire.

En conjonction avec le Keystone XL FID, nous avons annoncé le dividende. Un plan de réinvestissement sera rétabli en 2021 et 2022 pour aider à financer notre part du profil de dépenses du projet. En outre, pour fournir une flexibilité financière supplémentaire à l’appui de nos mesures de crédit et de notre programme global d’investissement, nous avons l’intention de déposer une garantie d’un milliard de dollars pour permettre un programme d’émission d’actions sur le marché secondaire, qui sera utilisé si et comme jugé approprié. Nous continuons à croire fermement qu’il est utile de maintenir les notations de crédit. Elles sont au sommet de notre secteur.

Passons maintenant à la diapositive 18. En conclusion, je ferai les commentaires suivants :

Nos solides résultats financiers et opérationnels au premier trimestre continuent de mettre en évidence notre stratégie commerciale diversifiée à faible risque et reflètent la solide performance de notre portefeuille de premier ordre ainsi que la contribution d’actifs de qualité équivalente provenant de notre programme de capitalisation en cours.

Notre situation financière globale reste solide. Nous sommes bien placés pour financer notre programme de capital garanti de 43 milliards de dollars grâce à notre résilience et à notre croissance interne, à nos flux de trésorerie générés et à un éventail d’options de financement attrayantes. Notre portefeuille de projets d’infrastructures énergétiques essentielles est prêt à générer des bénéfices et des flux de trésorerie de grande qualité et à long terme pour nos actionnaires, grâce à des fondamentaux solides, des contreparties solides et des offres de services de premier ordre, ainsi qu’à faire germer d’autres opportunités attrayantes et exécutables dans les corridors. Cela devrait permettre une croissance annuelle du dividende de 8 à 10 % en 2021 et une croissance organique de 5 à 7 % par la suite. Enfin, nous continuerons à maintenir notre solidité et notre flexibilité financières à tous les stades du cycle économique.

C’est la fin de mes remarques préparées. Je laisse maintenant la parole à David pour les questions et réponses.

David Moneta

Merci. Don. Juste un rappel avant que je ne passe la parole au coordinateur de la conférence pour les questions de la communauté des investisseurs. Nous vous demandons de vous limiter à deux questions afin de donner à chacun l’occasion de répondre.

Sur ce, je vais le remettre au coordinateur de la conférence.

Séance de questions-réponses

Opérateur

[Operator Instructions]. Notre première question est de Robert Catelier. Allez-y, je vous en prie. Votre ligne est maintenant ouverte.

Robert Catellier

Je vous remercie pour votre présentation et vos commentaires d’aujourd’hui. J’ai quelques questions à vous poser. La première porte sur la force majeure de Bruce, je veux juste confirmer, il semble que cela soit entièrement dû à COVID-19, mais pouvez-vous confirmer qu’il n’y a pas eu de problèmes liés à la gestion de l’approvisionnement et de la chaîne, de difficultés à obtenir du matériel ou autre chose de ce genre ? Et quelle a été la réponse à l’allégation de force majeure ?

François Poirier

Salut Robert, c’est François. Je vais prendre celui-là. Donc, oui, je peux confirmer que l’événement de Force Majeure était lié à COVID-19. Et une grande partie du travail qui se déroule dans le réacteur se fait en étroite collaboration. En ce qui concerne notre chaîne d’approvisionnement, nous avons eu un nombre très modeste de fournisseurs, aucun d’entre eux n’étant critique avec certains problèmes. Et nous avons en fait travaillé dur pour résoudre ces problèmes avec ce très petit nombre de fournisseurs, et nous ne nous attendons pas à ce qu’aucun de ces problèmes n’interrompe l’avancement du projet.

Robert Catellier

D’accord. Et ma deuxième question, peut-être pour Russ ou Don, heureux de voir que vous avez confirmé les perspectives de croissance du dividende malgré la forte volatilité des marchés, sans parler du fait que vous avez ajouté un grand projet de croissance. Alors, je suis juste curieux de savoir ce qu’il faudrait faire pour ébranler le caractère sacré de ces perspectives de croissance du dividende ? Et ce que je veux vraiment dire, c’est si vous pensez qu’il y aura ou non – une valeur ajoutée pour ce taux de croissance des dividendes, en particulier les 8 à 10 % en 2021 ?

Russ Girling

Je vais commencer, c’est Russ. Et peut-être que Don veut augmenter. Mais comme vous le savez, nous avons une vision à long terme de notre politique d’allocation de capital. Elle est inchangée depuis presque deux décennies ici. Nous utilisons 60 % de notre cash-flow libre et nous réinvestissons dans nos activités principales. Et nous en prenons 40 % et nous les restituons à nos actionnaires sous la forme d’un dividende. Nous avons maintenu ce type de ratio de distribution pendant une longue période. Et comme vous le soulignez, vous n’obtenez pas nécessairement de la valeur à tous les points du cycle, mais nous pensons qu’à long terme, la stabilité et la prévisibilité sont une valeur pour les gens. Et comme nous l’avons déjà dit, lorsque nous avons fourni cette orientation de 8 à 10 % jusqu’en 2021, elle était étayée par la croissance des bénéfices et du flux de trésorerie par action. Et nous avons l’intention de maintenir à l’avenir des taux de distribution similaires à ceux que nous avons connus par le passé. Et je ne vois pas la nécessité de changer cela, ni aucune raison de le faire. Don ?

Don Marchand

Oui. Je suis d’accord, Russ. Encore une fois, lorsque nous donnons des orientations en matière de dividendes, c’est vraiment dans une perspective à long terme. Et comme nous l’avons souligné lors de la Journée des investisseurs, 95 % de notre EBITDA provient d’actifs réglementés sous contrat à long terme. Ce chiffre passera à 98 % une fois que Keystone XL sera en service. Et nous pensons avoir une visibilité assez solide, en l’absence de Keystone XL, d’un EBITDA qui est largement bloqué dans la fourchette des 10 milliards de dollars à la fin de cette décennie. Je pense donc que cela témoigne de la criticité de nos actifs et de leur importance pour l’économie nord-américaine. Nous sommes donc à l’aise avec cette orientation et avec ce que nous considérons comme des ratios de distribution qui sont éminemment abordables et, espérons-le, de valeur.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est posée par Robert Kwan de RBC Capital Markets. Allez-y, votre ligne est maintenant ouverte.

Robert Kwan

Bon après-midi. Si je peux commencer par une question sur le règlement du NGTL. Et plus précisément, juste dans le cadre de l’accord de règlement, pouvez-vous simplement parler du traitement des écarts de volume ainsi que de l’impact éventuel des faillites de clients. Donc, tout d’abord, juste le traitement ? Deuxièmement, comment le calendrier des régularisations de trésorerie pour et aussi, n’importe où dans le système il y a soit des écarts de volume ou des faillites de clients, par exemple, est-ce le système de base par rapport à quelque chose en périphérie comme North Montney Mainline ?

Tracy Robinson

Robert, c’est Tracy ici. L’accord sur les besoins en recettes que nous venons de conclure était donc – comme Russ l’a dit plus tôt – un effort de collaboration dans tout le système et une sorte d’alignement de nos intérêts. Donc, si vous y réfléchissez bien, cela donne à nos clients une sorte d’incitation à augmenter les péages de manière prudente et à gérer nos péages à la baisse, ce qui les préoccupe vraiment. Et pour nous, cela nous donne l’assurance d’un rendement des capitaux propres sur une période de temps où nous faisons cette expansion.

Il s’agit donc de s’assurer que nous sommes tous deux en phase avec la croissance et la santé du bassin. En ce qui concerne les questions plus spécifiques relatives à ce qui se passe en cas de faillite ou autre, le rapport ne traite pas de ces questions de manière spécifique. Les locataires du système de régulation des taux restent totalement intacts dans le cadre de cet accord. Je vais donc en rester là, et vous pouvez insister un peu là-dessus si vous le souhaitez.

Robert Kwan

Bien sûr. Juste une sorte de suivi. Alors, est-ce qu’il y a une partie — je suppose qu’il est garé sur un compte de report, pouvez-vous en disposer pendant la période de l’accord ? Ou devez-vous attendre que le règlement quinquennal soit fait avant de le retravailler en nouveaux tarifs ?

Tracy Robinson

Non. Le système de péage, l’arrangement de péage pour déterminer les outils dans le cadre de cet accord est le même qu’il serait normalement. La structure d’incitation est que nous avons établi avec nos clients ce que nous prévoyons comme outils pour l’avenir. Et si nous pouvons faire en sorte que notre programme d’investissement et nos dépenses soient inférieurs à ce niveau prévu, nous en tirerons certains avantages, notamment en ce qui concerne les taux d’amortissement. Si les outils dépassent ces chiffres de base, alors l’accord peut être ouvert, non pas le rendement des capitaux propres, mais l’accord, certaines des autres dispositions de l’accord peuvent être révisées. L’accord comporte également une structure d’incitation, qui n’est pas très différente de ce que vous avez vu auparavant dans les accords de NGTL concernant les coûts, les coûts d’exploitation. Il n’y a donc pas de dispositions spécifiques concernant les reports.

Robert Kwan

Et puis si je peux juste finir de me tourner vers le système des liquides. Keystone et la longueur du marché, êtes-vous en mesure de donner une mise à jour sur les flux et plus précisément sur les flux sensibles au prix ou interruptibles sur les deux systèmes aujourd’hui par rapport à la situation du premier trimestre ? Et puis, y a-t-il aussi une mise à jour sur l’analyse des alambics et le tuyau qui a été mis à l’évaluation ?

Paul Miller

Bien sûr, Rob. C’est ici. C’est Paul ici. Pour la première question, notre système Keystone ex-Hardisty a fonctionné à peu près — juste en dessous de sa capacité. Et rappelez-vous, avec le déversement que nous avons eu à la fin de l’année dernière, nous allions augmenter notre production tout au long du premier trimestre. Nous avons donc fonctionné juste en dessous de notre capacité. En comparaison, nous étions à peu près au même niveau qu’au premier trimestre de 2019 et, sur une base ponctuelle non contractuelle, nous étions légèrement en avance au premier trimestre de 2019 et au premier trimestre de 2020, probablement près de 0,01 $ de plus.

À l’extrémité sud de notre système, c’est là que nous avons constaté une réduction des flux. Nous avons probablement eu environ – probablement eu environ ; disons, donc 0,03 $, 0,035 $ de moins de revenus générés par notre marché lié au T1 2020 par rapport au T1 2019. Sur le — toujours causer ce que nous avons — ce que l’indépendant appellerait une analyse de défaillance a déterminé que la défaillance était le résultat d’une fissure due à un défaut de soudure avec le tuyau sur le fabricant.

Nous avons développé ou sommes en train de développer une technologie qui nous permettra de détecter ce type de caractéristiques ailleurs dans le système, et nous continuons à effectuer d’autres travaux de maintenance et d’intégrité sur l’ensemble du système à la suite du déversement de l’Enberg. Je pense que ce que cela va être pour nous en allant de l’avant avec le système Keystone, c’est que nous allons probablement voir des flux au T2, au T3 et à peu près les mêmes que ceux que nous avons vus au T1, alors que nous avons travaillé sur les différents programmes d’intégrité du système.

Robert Kwan

Est-ce qu’il y avait – avec – Paul, avec ces flux plats, c’est vraiment la fonction plus du travail que vous faites plutôt que ce qui est mis dans le système et demandé dans le système ?

Paul Miller

Oui. C’est une sorte de combinaison, Robert. Je vois que la Keystone continue de bénéficier d’une forte demande, malgré certaines réductions de l’offre que nous avons constatées, notamment en Alberta. Nous avons beaucoup de caractéristiques que les expéditeurs trouvent intéressantes en ce qui concerne notre capacité d’atteindre le marché plus rapidement avec un droit concurrent. Et nous voyons également un volume plus important de retard dans le système. Et grâce à la conception de notre ligne à puces, nous avons une qualité de produit exceptionnelle, ce qui devient encore plus important à mesure que l’on passe à des volumes plus tardifs. Nous continuons donc à voir de bons volumes dans le système. Mais je pense qu’il y aura une capacité supplémentaire à notre disposition avec une partie de la baisse de l’offre. Nous allons donc tirer parti de cette diminution de l’offre et effectuer une partie des travaux de maintenance et d’intégrité. Il y aura donc un peu de combinaison.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle de Jeremy Tonet avec JP Morgan. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Jeremy Tonet

Je voulais juste commencer par dire que je pense que la question des contreparties est un problème important sur le marché. Et vous semblez être en bonne position. Je pense que vous avez dit que IG représente un pourcentage important de vos contreparties, mais je me demandais si vous pouviez nous donner un peu plus d’informations sur le pourcentage ou d’autres détails concernant votre exposition à la catégorie investissement par rapport à la catégorie non-investissement. Et lorsque vous parlez à vos clients producteurs dans différents bassins, sentez-vous un quelconque stress ou des attentes de faillite en général, comment cela pourrait-il vous affecter si cela devait se concrétiser ?

Don Marchand

Jeremy, c’est Don. Je vais commencer, et je vais laisser la parole à mes collègues pour qu’ils donnent un peu plus de couleur à leurs domaines d’activité spécifiques. Nous sommes… oui, notre clientèle est fortement orientée vers les investissements. Et je pense que la valeur du service est indiquée de plusieurs façons. L’une d’entre elles est simplement une utilisation de grande capacité. Nous continuons à le voir ici. Et des choses comme l’accord avec NGTL, où nous avons des clients qui poussent l’offre pour la plupart, prêts à signer un accord de cinq ans avec nous pour soutenir le système là-bas. Là où nous avons, je suppose, plus de contreparties à pression ou de contreparties de moindre qualité, nous devons nous concentrer davantage sur le côté de l’offre dans le BSOC et dans les Appalaches. Mais à ce jour, nos cycles de revenus ne montrent rien d’anormal en termes de paiements. Et encore une fois, l’utilisation du système reste très élevée et ce sont des bassins très avantagés. Alors, je vais peut-être laisser Stan et Tracy ajouter un peu plus de couleur sur leurs bases de clients respectives.

Stan Chapman

Jeremy, voici Stan. Une question réfléchie. Et bien que nous ayons vu plusieurs déclassements de producteurs au cours des dernières semaines. Dans l’ensemble, notre vision de la manière dont nous gérons cette exposition des producteurs n’a pas vraiment changé. Nous détenons toujours environ 1 milliard de dollars de garanties, principalement sous forme de lettres de crédit. Nous constatons toujours des taux de chargement élevés, plus de la moitié de nos grands producteurs ayant des taux de chargement supérieurs à 90 %. Et cela nous indique que les producteurs continuent à obtenir une valeur appropriée pour la capacité qu’ils détiennent sur notre système, en particulier compte tenu du fait que le TECO pool le point d’échange de gaz de Columbia se négocie à un prix supérieur à celui de Tetco M2 ou Dominion South point, beaucoup de nos producteurs ont des couvertures intéressantes en place pour 2020.

Et la récente flambée des prix que nous avons observée sur la courbe NYMEX pour 2021, en particulier, où les prix ont augmenté de près de 0,40 $, va non seulement permettre d’augmenter les flux de trésorerie dans les prix réalisés, mais aussi de mieux couvrir les positions pour 2021 et d’autres bonnes nouvelles. Les marchés des capitaux semblent s’ouvrir aux producteurs. Et nous constatons que certaines transactions sont en cours de réalisation. Et certains producteurs utilisent le produit de ces transactions pour racheter des dettes à leur valeur actualisée ou pour acheter des actions en circulation. Ce qui, à son tour, fait grimper les évaluations des capitaux propres dans tous les domaines au cours des 30 derniers jours. Nous estimons donc que le risque auquel sont exposés les producteurs reste gérable.

Et il est bon d’entendre des nouvelles positives à ce sujet. En ce qui concerne la composition globale de notre clientèle, du moins dans le secteur du gaz aux États-Unis, on peut penser, de manière générique, qu’environ un tiers de notre portefeuille est couvert par les utilisateurs finaux, un tiers par les producteurs et un troisième par les distributeurs, du moins pour les 40 premiers clients qui génèrent environ 70 ou 75 % de nos revenus.

Jeremy Tonet

Jeremy, j’ajoute un peu de cela sur le WCS. Stan, on a fini ?

Stan Chapman

Oui, un peu de ça, Tracy.

Tracy Robinson

D’accord. Je vais ajouter un peu sur le WCSB. C’est à peu près la même chose — les deux tiers de nos clients sont nos revenus proviennent plutôt de clients de qualité investissement. Et près de 90 % sont solvables. Et pour les autres, nous disposons de garanties conformément aux termes du tarif et des contrats. Il ne fait donc aucun doute que nous surveillons cela de très près. Et nous savons que certains de nos clients sont aux prises avec des problèmes à court terme en matière d’évaluation des actions et de liquidité. Au Canada, le gouvernement fédéral a bien sûr annoncé un programme qui, selon nous, pourrait aider à résoudre certains de ces problèmes à court terme. Nous pensons et espérons qu’il s’agit bien sûr d’un problème à court terme, car les fondamentaux du gaz sont pour l’instant largement inchangés. Si vous regardez la courbe des prix au fur et à mesure que vous sortez, ce n’est pas un mauvais endroit pour être en ce moment. Nous sommes donc positifs.

Paul Miller

Et Jeremy, c’est Paul ici. Je vais peut-être vous donner une meilleure visibilité du côté des liquides sur les expéditeurs de Keystone. Nous avons un petit nombre de grandes contreparties solvables de qualité investissement. La grande majorité d’entre elles sont bien intégrées ; elles ont des engagements en place pour déplacer les productions vers leurs raffineries associées. Je dirais que c’est probablement une moyenne pondérée dans cette fourchette BBB+. Donc, en général, un super groupe bien capitalisé et diversifié.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est de Linda Ezergailis de TD Securities. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Linda Ezergailis

Je veux juste mieux comprendre comment nous pourrions penser à la voie à suivre pour Keystone XL dans la mesure où vous exécutez potentiellement certains scénarios. Je me demande juste à quel point l’avancement du projet pourrait être bloqué si la question du permis 12 n’est pas résolue et commence à devenir un chemin critique. Et peut-être pouvez-vous nous aider à mieux comprendre où, sur la route américaine, quel pourcentage traverse potentiellement des zones humides et des voies navigables et quels travaux pourraient être effectués aux États-Unis avant de résoudre spécifiquement cette question de permis ?

Bevin Wirzba

Linda, voici Bevin. Je vais répondre à cette question. Donc, oui, comme vous le dites, le tribunal de district et le tribunal fédéral du Montana ont annulé notre permis 12 national le 15 avril. Le 29, nous avons déposé une motion pour suspendre cet ordre. Et nous avons un certain nombre d’options sur lesquelles nous travaillons afin d’entendre les aspects réglementaires et juridiques de cette affaire. Comme vous le savez sans doute, le permis national 12 est utilisé par de nombreuses industries aux États-Unis pour tout projet de ce type lié à un service public qui traverse une voie navigable. Nous travaillons donc sur ces options et nous avons l’impression que notre stratégie a été élaborée là-bas, et elle le sera – elle évoluera en fonction des circonstances.

En ce qui concerne la portée, nous avions toujours anticipé et la nécessité d’être agiles dans notre gestion de la construction et notre planification. Et d’avoir la possibilité de choisir le champ d’application grâce à l’équilibre des fenêtres de construction. Et donc, comme nous continuons encore aujourd’hui à faire progresser le passage de la frontière, qui est en avance sur le calendrier. Nous déplaçons les tuyaux dans les cours à tuyaux, nous poursuivons la construction des camps et nous examinons les différentes stations de pompage et les écartements de tuyaux que nous pourrions réaliser au cas où nous serions complètement bloqués par ce règlement ou cette situation actuelle.

À votre question sur la part de l’emprise, il nous serait interdit d’avancer. Il est possible de demander des permis individuels. Il est possible de faire avancer la construction de différentes manières et d’éviter certains itinéraires. Toutes ces possibilités s’accompagnent d’ajustements progressifs du projet que nous envisageons et que nous évaluons par rapport aux autres possibilités. Mais nous pensons que nos plans actuels, évidemment, la voie que nous préférons aujourd’hui est d’avancer avec les écarts que nous avons identifiés pour les États-Unis. Je voudrais également dire, Linda, que nous avons eu la possibilité de bien progresser au Canada, et que les activités au Canada qui ne seront pas soumises à ces permis nationaux 12.

Linda Ezergailis

C’est un contexte très utile. Je vous remercie. Et peut-être juste une question plus générale. Je sais que nous n’en sommes qu’au début, mais je me demande si le conseil d’administration et la direction ont réfléchi à la manière dont cette pandémie et certains des défis de l’industrie pourraient inciter TC Energy à réévaluer son approche d’un plan stratégique et d’une orientation à long terme, qu’il s’agisse de changements potentiels dans le comportement ou les préférences des consommateurs, de la politique gouvernementale ou des réglementations susceptibles d’évoluer sur les marchés que vous exploitez, y compris certains soutiens gouvernementaux pour certaines parties de l’industrie. Et je suppose que, dans ce cadre, il est impossible de connaître les effets – les effets à long terme dont nous savons qu’ils seront importants. Mais je me demande simplement si cela ne justifierait pas un changement permanent dans la manière dont vous abordez vos priorités stratégiques ?

Russ Girling

Linda, je suppose qu’il est encore tôt pour les aborder – un peu tôt pour déterminer si notre plan à long terme doit être modifié ou non. Je pense que ce qui est évident ces dernières semaines, c’est la nature critique de ce que nous faisons. Je pense que, comme l’ont souligné tous les responsables de nos unités commerciales, chaque partie de notre système fonctionne avec un facteur de charge élevé. De même, chaque partie de notre programme de construction en Amérique du Nord a été considérée comme un service essentiel.

Ainsi, tandis que le débat se poursuivra sur la forme d’énergie qui sera nécessaire à l’avenir. Il ne fait aucun doute que la demande d’énergie fiable et abordable se poursuivra pendant un certain temps encore. Et le fait de posséder les infrastructures et l’empreinte existantes sera un énorme avantage pour profiter de cette croissance. Donc, je ne pense pas que – nous le voyons – à l’heure actuelle, nous ne voyons pas de changement dans notre stratégie, mais peut-être plutôt une reconfirmation de ce sur quoi nous nous sommes concentrés, à savoir que la demande d’énergie continuera à croître, et nous cherchons le moyen le plus efficace d’y parvenir, et où nous nous sommes appuyés sur notre empreinte existante dans le couloir, semble être une chose faisable. Et je pense qu’à mesure que les choses progresseront, cela deviendra encore plus faisable.

Il est donc évident que certains de nos protocoles devront être adaptés sur nos chantiers dans les semaines et les mois à venir. Nous avons introduit les protocoles qui étaient nécessaires jusqu’à présent. Je m’attends à en voir d’autres, mais nous ne constatons aucun recul en termes de poursuite de la construction. Et je pense que le dernier point que je voudrais soulever est que les gouvernements, tant au niveau local que provincial et fédéral, nous disent que les projets prêts à être mis en chantier seront essentiels pour remettre les gens au travail, alors que nous sortons de cette crise. Et puis les effets d’entraînement qui accompagnent la relance économique, les gens qui achètent – qui commencent à acheter de nouvelles pièces, des pneus, des camions, toutes ces choses vont donner un énorme coup de fouet à l’économie, et au moins ce que nous voyons aujourd’hui, aucun recul en ce qui concerne les dizaines de milliers de personnes qui vont travailler sur le terrain. Je dirais donc que, sur le plan de l’orientation, tout indique une réaffirmation de notre stratégie plutôt qu’un changement de direction.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle d’Andrew Kuske, du Crédit Suisse. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Andrew Kuske

Nous avons évidemment déjà vu un certain nombre de cycles de dislocation graves. Celui-ci est évidemment unique à plusieurs égards. Et au cours de ces cycles de dislocation, nous avons vu les responsables de la dette faire bouger le poteau de but à différents moments. Vous avez donc été confrontés à une situation de croissance de l’activité, de désendettement de l’entreprise. Mais je suppose que les questions sont les suivantes : où voulez-vous vraiment la faire atterrir, par exemple, sur quels critères de mesure vous focalisez-vous ? Et quelles sont les notations de crédit sur lesquelles vous vous focalisez ?

Don Marchand

Andrew, c’est Don ici. Il n’y a pas vraiment eu de changement dans notre façon de penser ici. Nous continuons à cibler la dette à long terme sur l’EBITDA dans les 4 premiers chiffres et les FFO sur la dette dans la zone des 15 %. Et nous pensons que c’est approprié pour un risque commercial, pour la structure de l’entreprise, la structure simple de l’entreprise que nous avons, et le bon équilibre entre les capitaux propres et la dette. Nous pensons que cela s’intègre dans les notations actuelles que nous avons. Et nous avons récemment, avant l’annonce de Keystone XL, engagé les agences de notation dans un examen assez approfondi de nos activités et de nos plans pour réaliser ce projet. Et vous avez vu ce qui en a résulté. Donc, à part les changements de cap, que nous avons déjà vus, ou la prise de décision rétroactive ou les appels macro, nous sommes assez à l’aise avec notre structure de capital, avec nos couvertures, et nous nous tournons vers les agences de notation, les récentes déclarations selon lesquelles cela – ce que nous avons devant nous devrait nous maintenir au sommet de notre industrie, ce qui est notre objectif en termes de notation de crédit.

Andrew Kuske

Et puis peut-être juste une suite, et c’est dans le détail Geeky des notes des financiers, et c’est vraiment juste sur les marques de produits dérivés, évidemment, il y a beaucoup de volatilité au premier trimestre. Et les notes que vous aviez, elles ont beaucoup changé. Mais peut-être qu’en ce qui concerne les produits dérivés de taux d’intérêt, quelle était la part des produits dérivés de taux d’intérêt pour les émissions existantes par rapport aux émissions prévues au cours de l’année ?

Don Marchand

Oui, l’anomalie du premier trimestre est au début de cette année, une fois que nous avons exécuté l’accord de coentreprise Coastal Gaslink, nous avons conclu des couvertures de taux d’intérêt sur le financement de la construction et le financement du projet pour ce projet, qui seront intégrées dans le financement final et amorties sur la durée de vie de ces instruments. C’est donc le grand changement de ce trimestre. Ces positions ont été prises au tout début de l’année 2020.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est de Robert Hope de la Banque Scotia. Allez-y, je vous prie. Votre ligne est maintenant ouverte.

Robert Hope

Juste une question pour moi. Je veux juste avoir une idée de la façon dont vous pensez à l’allocation du capital. Vous semblez relativement bien financé pour 2020, mais vous avez ajouté quelques liquidités. Et je voulais juste réfléchir à votre volonté d’ajouter de nouveaux projets ou des fusions et acquisitions, dans un environnement où vous avez considérablement augmenté votre carnet de commandes avec Keystone XL, ce qui exerce une certaine pression à la hausse sur vos indicateurs au cours des deux prochaines années ?

Russ Girling

Robert, je pense que vous avez bien fait remarquer. Je veux dire que nous avons beaucoup de choses à faire et un assez bon plan visible pour continuer à augmenter les flux de trésorerie, les bénéfices et les dividendes au cours des prochaines années. Cela dit, je veux dire que nous allons toujours — la raison pour laquelle nous avons maintenu, je dirais, la meilleure notation de crédit du secteur et veillé à disposer d’une certaine souplesse financière et d’un accès continu aux spécialistes du marketing pour pouvoir agir si de bonnes opportunités qui ajoutent de la valeur pour les actionnaires se présentent. Nous ne sommes actuellement à la recherche d’aucune de ces choses. Mais, évidemment, nous agirons si les circonstances s’y prêtent et si elles permettent d’ajouter de la valeur pour les actionnaires. Mais actuellement, nous sommes assez à l’aise avec nos plans. Nous avons beaucoup à faire. Je pense que cela a été souligné à nouveau par tous les responsables de nos unités commerciales, et ainsi de suite. Toutes nos activités reposent sur des fondamentaux solides, d’abord nos projets de croissance, dont le marché a toujours besoin.

Nous avons évidemment retesté cela ici à court terme avec tous nos clients. Voulez-vous que nous continuions à construire ? Et la réponse a été sans équivoque, oui, avec le soutien de contreparties solides et solvables. Les progrès de la construction seront potentiellement un peu plus lents que ce que nous avions prévu. Mais cela – parce qu’ils sont réglementés par les taux ou étayés par des contrats à long terme, une assez bonne visite disponible pour être des flux de trésorerie et des bénéfices. Nous avons donc devant nous un plan formidable. Pour l’instant, nous nous concentrons sur l’exécution. Mais si les bonnes choses se présentent, nous les ajouterons au portefeuille.

Je m’attends certainement à ce que nous voyions se poursuivre des projets plus modestes que ces 500 millions à 1 milliard de dollars d’ajouts à notre empreinte continueront à nous parvenir. Ils n’ont pas cessé de nous parvenir. Et donc, vous pouvez vous attendre à ce que le mieux soit de continuer à essayer de les ajouter au portefeuille au cours des prochaines années. En ce qui concerne les constructions à grande échelle, les nouveaux sites de production à grande échelle. Je ne vois pas vraiment cela à l’horizon. Nous n’en avons pas beaucoup dans notre portefeuille aujourd’hui. Donc le genre de choses que nous résolvons pour des projets plus spécialisés comme le projet de pompage-turbinage en Ontario, ce genre de choses se ferait à plus grande échelle, mais elles existeront dans quelques années. Je ne sais pas, Don, si tu veux ajouter quelque chose à cela ?

Don Marchand

Oui. Je vais juste… faire quelques autres commentaires ici. Même si vous le faites et que tout ce qui est nouveau dans la nature d’une friche industrielle, il faut généralement attendre quelques années, au moment où vous passez par un processus d’autorisation, avant de dépenser des capitaux importants pour cette opportunité. Et d’un point de vue de la mesure du crédit, en se lançant dans Keystone XL, avec la combinaison de financement que nous avons indiquée ici, qui est presque entièrement subordonnée. Il s’agit de mettre en place le DRIP et une question hybride. Nous ne voyons pas de pression énorme à la hausse sur nos paramètres de crédit. Notre ratio dette/EBITDA passe temporairement, nous l’appelons, dans les cinq bas de l’échelle pendant ce que nous espérons être une période de construction comprimée, puis revient dans les quatre hauts de l’échelle une fois que Keystone XL a été achevé.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle de Jeremy Tonet de JPMorgan. Allez-y, je vous en prie.

Jeremy Tonet

Mes questions ont été traitées.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle d’Asit Sen de la Bank of America. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Asit Sen

Si je peux me rendre à Keystone XL et Montana et sur le permis 12, je me demandais si vous pouviez nous faire part de vos réflexions sur les prochains points de surveillance pour les investisseurs. Et avez-vous une idée du retard potentiel de certaines des options que vous envisagez ?

Bevin Wirzba

Bien sûr, merci. C’est Bevin qui vous parle. Le retard potentiel à long terme de ce type de dépôt ou de motion d’annulation d’un permis aussi large pourrait entraîner un retard d’un an sur le projet final, comme c’est souvent le cas dans l’histoire. Toutefois, nous avons atténué ce type d’impact en poursuivant d’autres formes de portée en parallèle, ce que nous avions prévu avant de prendre la décision de la FID, c’est que nous avons suivi les normes réglementaires et l’État de droit, et nous pensons que nous allons finalement régler les problèmes qui se présentent à nous en ce moment et que nous pourrons continuer à poursuivre nos activités. Je ne pense pas qu’il soit approprié pour moi de faire des commentaires pour spéculer sur ce qui pourrait être la prochaine étape – ce que pourrait être une autre tournure des événements à l’heure actuelle. Nous pensons avoir mis en place nos plans pour construire le périmètre que nous avions partagé avec le marché ou bien nous avons un plan alternatif qui est en bonne voie pour faire avancer le projet.

Asit Sen

Je l’apprécie. Et Russ, Don, si je peux vous poser une question générale. Pourriez-vous nous parler de l’environnement actuel des fusions et acquisitions ? Comment comparez-vous ce cycle aux polices précédentes ?

Russ Girling

Je suppose que c’est peut-être — comme je pense à une sorte de cycle des fusions et acquisitions, notre — nous avons tendance à être anticycliques dans notre activité de fusions et acquisitions. Ce que nous recherchons donc, ce sont des opportunités d’acheter des actifs de haute qualité à des prix raisonnables. Notre expérience nous a appris que celles-ci sont potentiellement disponibles en ces temps de resserrement de la liquidité et qu’il s’agit d’une forme d’accès à la liquidité moins coûteuse pour vendre des actifs que certaines des autres options dont disposent les entreprises. Je pense donc que c’est là qu’une nouvelle opportunité pourrait se présenter pour nous. Mais à l’heure actuelle, ce n’est pas le cas. Mais quand on pense aux fois où nous avons agi et effectué des transactions dans le passé, c’est à ces moments-là que nous avons pu utiliser notre forte position financière concurrentielle alors que d’autres n’avaient pas cette même capacité d’agir et d’acheter de très bons actifs à des prix raisonnables. Il y a donc une partie de l’environnement actuel, il y a certaines caractéristiques de ce que nous avons vu avant la crise financière et d’autres du même genre que nous avons vues dans le passé. Mais à ce jour, nous n’avons rien vu de disponible.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est de Patrick Kenny, de la Financière Banque Nationale. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Patrick Kenny

Je voulais juste revenir sur la discussion concernant la force majeure due à COVID, mais en pensant plus spécifiquement à vos contrats sur la base Keystone. Comme vous l’avez mentionné, Paul, nous n’avons pas encore constaté de réelle réduction de volume. Mais bien sûr, cela dépendra de la façon dont les producteurs réduiront les CapEx et arrêteront la production dans les mois à venir. Je sais que c’est hypothétique à ce stade, mais je me demande si vous pouvez confirmer l’exposition que vous pourriez avoir dans le cadre de vos accords take-or-pay, en supposant qu’un expéditeur essaie de déclarer un cas de force majeure sur Keystone ?

Paul Miller

Patrick, dans nos contrats take-or-pay, il n’y a pas de clause de force majeure, que ce soit pour des problèmes d’approvisionnement ou de production ou autres. Et je pense à notre situation actuelle avec Keystone, lorsque vous considérez les marchés que nous servons, lorsque vous considérez nos — les avantages que nous apportons sur le marché en ce qui concerne la qualité du produit, la voie directe, la visibilité des délais de livraison. Je suis convaincu que nous continuerons à fonctionner à haut volume. Ensuite, vous prenez en considération la nature « take-or-pay » de nos contrats et le fait que 94% d’entre eux sont conclus avec Keystone. Je ne prévois pas de réduction significative du débit, malgré ce que nous constatons du côté de l’offre et malgré ce que nous constatons avec certains des défis avec certains différentiels.

Patrick Kenny

Merci pour cette précision. Et puis, en ce qui concerne les liquidités et la vente prochaine de Coastal GasLink, le financement du projet est en place, mais vous êtes curieux de savoir quelles conditions et quels consentements pour conclure l’affaire pourraient être en danger dans ce contexte ? Y a-t-il des étapes de construction en suspens d’ici la fin du trimestre ? Ou des précisions demandées par les acheteurs en ce qui concerne l’accord entre Ottawa et les chefs héréditaires ? Je me demande simplement s’il y a — pourrait-il y avoir des ralentisseurs pour retarder la clôture à ce stade ?

Don Marchand

C’est Don. Je commencerai par dire que le financement du projet, le centre de construction a été mis sous séquestre. Nous pensons donc être sur la bonne voie pour conclure l’accord d’achat d’actions fin mai, et les conditions préalables à la fermeture. Il n’y a vraiment rien de particulièrement inhabituel là-dedans, à part les conditions préalables normales et le passage des périodes de notification.

Tracy Robinson

Patrick, il pourrait être intéressant de noter également que l’accord auquel vous avez fait référence entre le gouvernement fédéral, le gouvernement de la Colombie-Britannique et le ministère des Affaires étrangères n’a aucun lien avec ce projet. Il concerne – on nous dit que les questions plus larges concernant le droit et le titre.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle de Shneur Gershuni de l’UBS. Allez-y, je vous en prie. Votre ligne est maintenant ouverte.

Shneur Gershuni

La plupart de mes questions ont été posées et ont reçu une réponse à ce stade tardif. Je voulais peut-être simplement revenir sur la question du dividende, que j’ai posée au tout début. J’apprécie la couleur et les commentaires que vous avez donnés concernant les objectifs à long terme. Mais je me demandais s’il y avait un débat plus vigoureux au niveau du Conseil cette fois-ci. Étant donné l’impact de COVID-19, le fait qu’il pourrait durer plus longtemps que ce que les gens prévoient et le contraste avec le fait que vous remettez maintenant le goutte-à-goutte en marche, nous parlons d’un distributeur automatique de billets, etc. Et donc, était-il logique d’abaisser un peu les objectifs à court terme et de les réexaminer en quelque sorte ? Ou bien cela ne faisait-il pas partie de la discussion ?

Russ Girling

Non, cela ne faisait pas partie de la discussion. La discussion sur le dividende dépend en fait de la visibilité et de la durabilité des flux de trésorerie et de la croissance des bénéfices à l’avenir. Ces derniers jours, lorsque nous nous sommes assis avec notre conseil d’administration, nous avons examiné les flux de trésorerie de l’entreprise de base, les impacts potentiels sur l’avenir, les impacts sur notre capacité à mobiliser des capitaux et à mettre en œuvre les projets en cours, les flux de trésorerie. Et à l’heure actuelle, nous ne voyons aucune perturbation dans aucun de ces domaines. Et donc, je veux dire, aucun impact sur leur opinion quant à ce que devrait être notre dividende à l’avenir. Lorsque vous pensez à quelque chose comme Keystone XL, l’émission de quelques actions est un moyen de financer un projet à long terme qui apportera un flux de trésorerie à long terme à nos actionnaires. C’est donc un projet très… très reluisant.

En ce qui concerne le capital-risque mis en place d’ici à la fin de l’année, par exemple, il est principalement couvert par une injection de capital du gouvernement albertain. Après la fin de l’année, les deux tiers du capital proviennent de la facilité de crédit fournie par le gouvernement de l’Alberta. Et comme Don l’a souligné, ce sont toutes des facilités de niveau mezzanine. Cela ne devrait avoir aucune incidence sur notre solvabilité. Donc, lorsque nous pensons au financement de projets à long terme, nous n’avons jamais cherché à nuire à notre taux de croissance des dividendes. Nous ne l’avons jamais trop anticipée. Nous n’avons jamais été, je pense, anémiques, nous avons trouvé un endroit où, comme je l’ai dit, environ 40 % de notre flux de trésorerie retournent à nos actionnaires. Et nous utilisons ensuite ces 60 % pour faire croître l’entreprise. Et nous avons découvert qu’investir ces 60 % a entraîné un taux de croissance de 7 % environ, 8 % au cours des dernières années, et nous avons pu augmenter ce taux en réalisant des projets dont le rendement est supérieur à 8 % environ. Et lorsque vous regardez l’efficacité de Keystone XL, je pense qu’en examinant la valeur globale pour nos actionnaires, il est logique que nous financions de la manière que nous avons suggérée et que nous n’entravions pas les taux de croissance de nos dividendes.

Don, je ne sais pas si tu veux ajouter quelque chose. Mais comme je l’ai dit, je pense que jouer avec vos ratios de distribution de dividendes à court terme pour essayer d’obtenir la meilleure valeur possible sur le marché à un moment donné est très risqué. Nous pensons que la cohérence et la discipline à long terme autour du programme d’allocation de capital sur le long terme donnent les meilleurs résultats pour nos actionnaires. Et je pense que nous l’avons prouvé au cours des 20 dernières années. Les gens nous ont posé différentes questions à différents moments du cycle, à savoir si nous devions accélérer ou ralentir notre programme d’allocation de capital et nos ratios de distribution de dividendes, et nous avons maintenu la discipline dont nous disposons. Et nous pensons que cela a produit une bonne valeur et une bonne stabilité à long terme pour les actionnaires.

Shneur Gershuni

C’est donc tout à fait logique. Peut-être juste pour suivre un peu. Quand je pense aux réductions de CapEx des sociétés nord-américaines du secteur intermédiaire, je pense que vous avez un peu contrarié cette tendance. Est-ce plutôt un facteur que votre entreprise a tendance à être plus réglementée par nature, contractuelle, et qu’il n’y a pas vraiment ce genre de processus d’ajustement que vous devez être et que c’est une sorte de facteur de différenciation pour TC Energy ou comment devrions-nous penser à cela quant à la façon dont vous avez été différent des autres ?

Russ Girling

Eh bien, encore une fois, je ne peux pas parler d’autres programmes, mais nous nous sommes concentrés sur les actifs qui sont sous-tendus par des fondamentaux à long terme. Et vous pensez à quelque chose comme Bruce Power ou Keystone XL, Coastal Gaslink. Des fondamentaux à long terme si nous pensons que cette infrastructure sera utilisée et utile et utilisée pour de nombreuses décennies à venir. Peut-être un facteur de différenciation, nous ne parions pas là-dessus. Nous l’avons reconfirmé avec des contrats à long terme ou des contrats à tarifs réglementés où un régulateur approuve ces actifs pour le long terme. Et lorsque vous regardez nos actifs dans le cadre de notre programme d’investissement de 43 milliards de dollars, nous n’avons pas pris de risque sur les matières premières, et nous n’avons pas pris ce que j’appellerais un risque de contrat d’aval. Je pense que ce sont deux choses avec lesquelles les gens se débattent actuellement, si les projets d’investissement sont soumis à des risques liés aux matières premières et que vous avez le type de volatilité que nous avons vu. Vous devez adapter vos programmes en conséquence.

Mais si vous pensez à ce que nous faisons pour l’essentiel du côté des pipelines, c’est que nous construisons l’accès, un accès plus large au marché pour les clients. Le plus grand obstacle aux prix nets a été de ne pas pouvoir construire l’infrastructure nécessaire pour accéder au marché et de très grands écarts. Et donc, pour en revenir à nos expéditeurs, le meilleur exemple que j’aurais est l’accord de cinq ans que nous venons de mettre en place avec nos expéditeurs. Cela nous donne la stabilité nécessaire pour continuer à attirer des capitaux, pour construire l’évacuation dont ils ont besoin à long terme.

Et encore une fois, réaffirmez-les. Nous comprenons que certains de ces chargeurs sont confrontés à des problèmes de liquidité à court terme qui sont assez aigus. Mais en même temps, reconnaissons que leurs intérêts à long terme sont mieux servis si nous continuons à construire l’infrastructure nécessaire pour soutenir le secteur à long terme. Nous pensons que l’Ouest canadien, par exemple, est l’un des bassins de coton les plus bas d’Amérique du Nord, l’un des bassins les moins coûteux du monde. Et puis, nous continuerons à rivaliser pour les parts de marché à l’avenir, mais ce dont ils ont besoin pour y parvenir, c’est d’un accès au marché. Je pense donc que nous sommes — nous sommes peut-être uniques, mais c’est certainement la discipline que nous avons eue en examinant chaque projet que nous entreprenons car il doit avoir ces caractéristiques. Et je pense qu’en nous en tenant à cette discipline, nous avons été très utiles.

Opérateur

Je vous remercie. Notre prochaine question est celle de Matthew Taylor, de Tudor, Pickering, Holt & Company. Je vous en prie, allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.

Matthew Taylor

Merci tout le monde. Sur l’orientation des revenus pour 2020. Je sais que nous n’en sommes qu’à un quart, mais le départ est assez rapide, 10 % de plus d’une année sur l’autre. Je suis juste curieux de savoir quels sont les secteurs de votre entreprise les plus touchés par la COVID-19 ou par d’autres faiblesses au cours des deux prochains trimestres qui, selon vous, sont susceptibles de se produire dans le cadre des prévisions de bénéfices de février et de rester inchangées en 2019 ?

Don Marchand

Oui, c’est Don. Il y a des plus et des moins qui se compensent en grande partie au bout du compte, nous nous attendions à ce que les frais de surtaxe nous rapportent un bénéfice ponctuel. Donc, c’est là-dedans. Mais quand on regarde des choses comme la visibilité de la commercialisation des liquides, le lien avec le marché, les avantages et les inconvénients des taxes, etc. Nous revenons généralement au point de départ de l’année avec des bénéfices largement conformes à ceux de 2019. Nous revenons généralement au début de l’année avec des bénéfices largement conformes à ceux de 2019. C’est donc un tas de plus et de moins. Il n’y a rien, je dirais, qui soit particulièrement lié à COVID. C’est omniprésent dans cette perspective en ce moment. Nous – c’est assez stable, avec une visibilité limitée dans certaines parties de l’entreprise.

Matthew Taylor

Merci, Don. Et puis peut-être une autre question de ménage, si je peux. En ce qui concerne les 10 milliards de dollars de CapEx prévus pour 2020, cela inclut-il le ralentissement attendu ? Je sais que vous avez dit que c’est incertain à ce stade. Mais les dépenses pour des projets comme Bruce Power et Coastal GasLink ? Et ensuite, est-ce que cela inclut l’hypothèse complète d’utiliser les investissements en capital du gouvernement en 2020 ?

Don Marchand

Oui, c’est encore Don ici. Nous étions donc à 8 milliards de dollars en février dans le rapport annuel. Maintenant, c’est 10 milliards. Essentiellement, tout le delta est l’inclusion de Keystone XL et la grande majorité de ce montant sera financé par les contributions en capital du gouvernement de l’Alberta. Les utilisations et les sources sont donc en hausse et largement nettes.

En ce qui concerne les ralentissements liés à COVID, je ne dirais pas que nous y avons incorporé beaucoup de choses, car nous n’en sommes qu’au début et nous ne sommes pas tout à fait sûrs de la matière. C’est donc quelque chose que nous examinerons dans les semaines et les mois à venir ici, lorsque nous évaluerons les conditions de redémarrage de nos projets, tout ce qui pourrait y changer. Ce n’est pas nécessairement lié à l’offre et à la demande. Il s’agit vraiment de savoir à quelle vitesse nous pouvons construire des choses en toute sécurité dans le cadre des réglementations du gouvernement et des autorités sanitaires.

Opérateur

[Operator Instructions]. Notre prochaine question est de Michael Lapides avec Goldman Sachs. Allez-y, je vous en prie. Votre ligne est maintenant ouverte.

Michael Lapides

Salut, les gars. Conférence téléphonique très approfondie. On m’a demandé et on m’a répondu. J’ai beaucoup apprécié.

Don Marchand

Merci, Michael.

Opérateur

Nous n’avons pas d’autres questions enregistrées pour le moment.

Russ Girling

Ok, super. Merci, et merci à vous tous d’avoir participé aujourd’hui. Nous apprécions évidemment beaucoup l’intérêt que vous portez à TC Energy. Nous nous réjouissons à l’idée de vous reparler bientôt. En attendant, nous vous souhaitons évidemment une bonne santé à vous et à votre famille.

Opérateur

Je vous remercie. La conférence est maintenant terminée. Veuillez déconnecter vos lignes à ce moment. Nous vous remercions de votre participation.