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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
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表格10-K
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| ☒ | | 依据《条例》第13或15(D)条提交周年报告 1934年《证券交易法》 |
截至本财政年度止12月31日, 2021
或
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| ☐ | | 根据《宪法》第13或15(D)条提交的过渡报告 1934年《证券交易法》 |
对于从日本向日本过渡的过渡期，中国需要更多时间。
佣金文件编号1-10934
_______________________________
安桥.
(注册人的确切姓名载于其章程)
_______________________________
| | | | | | | | |
加拿大 | | 98-0377957 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | | (税务局雇主 识别号码) |
200,425-第一街西南。
卡尔加里, 艾伯塔省, 加拿大T2P 3L8
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号(403) 231-3900
_______________________________
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
普通股 | ENB | 纽约证券交易所 |
6.375厘固定利率至浮动利率的次级债券系列2018年至B，2078年到期 | 恩巴 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
_______________________________
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司还是较小的报告公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | |
大型加速文件服务器 | ☒ | | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件管理器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| 新兴成长型公司 | ☐ | | | |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☒
根据2021年6月30日普通股最后一次出售的价格计算，非关联公司持有的注册人普通股的总市值约为美元。77.7十亿美元。
截至2022年2月4日，注册人已2,026,274,277已发行普通股。
通过引用并入的文件：
不适用。
解释性说明
安桥，一家存在于加拿大商业公司法，根据修订后的1934年《证券交易法》(《交易法》)，有资格成为在美国(US)的外国私人发行人。尽管作为一家外国私人发行人，Enbridge Inc.并不需要这样做，但Enbridge Inc.目前向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交了Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告和Form 8-K的当前报告，而不是向外国私人发行人提交报告表格。
Enbridge Inc.打算根据加拿大的要求准备和提交一份管理委托书通知和相关材料。S的管理代理通函未根据第14A条提交，Enbridge Inc.不得在其管理代理通函中引用本表格10-K第三部分所要求的信息。因此，根据表格10-K的指示G(3)并经其允许，Enbridge Inc.将在表格10-K所涵盖的财政年度结束后120天内提交对表格10-K的修正案，其中包含第III部分的信息。
| | | | | | | | |
| | 页面 |
| 第一部分 | |
| 第1项。 | 业务 | 8 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 42 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 54 |
| 第二项。 | 属性 | 55 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 55 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 55 |
| 第II部 | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 56 |
| 第六项。 | [已保留] | 57 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 58 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 90 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 93 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 179 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 179 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 180 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 180 |
| 第三部分 | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 181 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 181 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 181 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 181 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务 | 181 |
| 第四部分 | |
| 第15项。 | 展品和财务报表附表 | 182 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 182 |
| 展品索引 | 183 |
| 签名 | 189 |
词汇表
| | | | | | | | |
| AFUDC | | 施工期间使用的资金拨备 |
| AOCI | | 累计其他综合收益/(亏损) |
| 阿罗 | | 资产报废债务 |
| ASC | | 会计准则编撰 |
| ASU | | 会计准则更新 |
| 公元前 | | 不列颠哥伦比亚省 |
| Bcf/d | | 10亿立方英尺/天 |
| Bpd | | 每天的桶数 |
| | |
| | |
| 二氧化碳捕获 | | 碳捕获和封存 |
| CER | | 加拿大能源监管机构，由加拿大能源监管机构法案创建，该法案也于2019年8月28日废除了国家能源委员会法案 |
| CPP投资 | | 加拿大养老金计划投资委员会 |
| CTS | | 竞争性收费结算 |
| DAPL | | 达科他州接入管道 |
| 破晓 | | Tecumseh天然气储存设施和Dawn Hub的广泛地下储气池网络 |
| DCP中游 | | DCP Midstream，LLC |
| | |
| | |
| EBITDA | | 扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益 |
| | |
| EEP | | Enbridge Energy Partners，L.P. |
| | |
| EIEC | | 恩布里奇英格尔赛德能源中心 |
| 环境影响报告书 | | 环境影响报告书 |
| 电动势 | | 法国爱丽安海事集团 |
| 恩布里奇 | | 安桥。 |
| Enbridge天然气 | | Enbridge Gas Inc. |
| | |
| ESG | | 环境、社会和治理 |
| | |
| FERC | | 联邦能源管理委员会 |
| 弗拉纳根南部 | | 弗拉纳根南线管道 |
| 温室气体 | | 温室气体 |
| H2 | | 氢气 |
| | |
| IJT | | 国际联合关税 |
| ISO | | 激励性股票期权 |
| | |
| Kbpd | | 每天千桶 |
| | |
| LMCI | | 土地事务谘询倡议 |
| 液化天然气 | | 液化天然气 |
| 材料 | | 蒙大拿州-艾伯塔省联络线 |
| MD&A | | 管理层的讨论与分析 |
| MODA | | Moda Midstream运营有限责任公司 |
| | |
| | |
| | |
| | | | | | | | |
| 兆瓦 | | 兆瓦 |
| NCIB | | 正常路线发行人投标 |
| NGL | | 天然气液体 |
| Noverco | | Noverco Inc. |
| 纽交所 | | 纽约证券交易所 |
| OBPS | | 产出型定价体系 |
| 保监处 | | 其他综合收益/(亏损) |
| OEB | | 安大略省能源委员会 |
| OPEB | | 其他退休后福利义务 |
| PHMSA | | 管道和危险材料安全管理 |
| | |
| PSU | | 绩效股票单位 |
| RNG | | 可再生天然气 |
| ROU | | 使用权 |
| RSU | | 限售股单位 |
| 萨巴尔小径 | | 萨巴尔小径传输有限责任公司 |
| 海路管道 | | 海路原油管道系统 |
| 9月 | | Spectrum Energy Partners，LP |
| 光谱能量 | | SPECTRUM能源公司 |
| 斑点 | | 海港石油码头 |
| | |
| | |
| 德克萨斯东部 | | 德克萨斯州东部传输公司，L.P. |
| | |
| | |
| 多伦多证券交易所 | | 多伦多证券交易所 |
| | |
| 我们 | | 美利坚合众国 |
| 美国公认会计原则 | | 美国公认会计原则 |
| 美国L3R计划 | | 3号线更换计划的美国部分 |
| | |
| VIE | | 可变利息实体 |
| | |
| 西海岸 | | 西海岸能源公司。 |
公约
本报告中使用的术语“我们”、“我们”、“我们”和“Enbridge”统称为Enbridge Inc.及其子公司，除非上下文另有说明。这些术语仅用于方便使用，并不是对Enbridge内任何单独的法律实体的准确描述。
除非另有说明，否则所有美元金额均以加元表示，所有提及“美元”或“$”的均指加元，所有提及“美元”的均指美元。除另有说明外，所有金额均按税前计算。
前瞻性信息
前瞻性信息或前瞻性陈述已包含在这份10-K表格的年度报告中，以提供有关我们和我们的子公司及附属公司的信息，包括管理层对我们和我们子公司未来计划和运营的评估。此信息可能不适合用于其他目的。前瞻性陈述通常由诸如“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“目标”等词语以及暗示未来结果或关于展望的陈述的类似词语来识别。本文通过引用包括或纳入的前瞻性信息或表述包括但不限于以下表述：我们的公司愿景和战略，包括战略优先事项和推动因素；新冠肺炎疫情及其持续时间和影响；能源强度和减排目标以及相关的环境、社会和治理事项；多样性和包容性目标；原油、天然气、液化天然气和可再生能源的预期供需和价格；能源转型；我们现有资产的预期利用；扣除利息、所得税和折旧及摊销前的预期收益；预期收益/(亏损)；预期未来现金流和可分配现金流；股息增长和派息政策；财务实力和灵活性；对流动性来源和财政资源充分性的预期；液体管道、天然气输送和中游、天然气分配和储存、可再生发电和能源服务业务的预期战略优先事项和业绩；与已宣布的项目和在建项目及维护相关的预期成本；已宣布的项目和在建项目及维护的预期启用日期；预期的资本支出、投资能力和资本分配优先事项；我们的商业担保增长计划的预期股权融资需求；预期的未来增长和扩张机会；这些问题包括：对合资合作伙伴完成和融资在建项目能力的预期；收购和处置的预期完成及其时间安排；交易的预期效益，包括实现效率、协同效应和成本节约；监管机构和法院的预期未来行动；通行费和费率案件的讨论和备案，包括主线系统承包；预期的竞争；美国3号线更换计划(US L3R计划)，包括预期的投入使用日期和资本成本；以及5号线双管道和相关诉讼及其他事宜。
尽管我们认为这些前瞻性陈述是基于这些陈述发表之日所掌握的信息以及准备这些信息的过程，但这些陈述并不能保证未来的表现，我们告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述。就其性质而言，这些陈述涉及各种假设、已知和未知的风险和不确定因素以及其他因素，这些因素可能导致实际结果、活动水平和成就与此类陈述明示或暗示的大不相同。实质性假设包括以下假设：新冠肺炎疫情及其持续时间和影响；原油、天然气、NGL和可再生能源的预期供需；原油、天然气、NGL和可再生能源的价格；资产的预期利用；汇率；通货膨胀；利率；劳动力和建筑材料的可获得性和价格；操作可靠性；客户和监管部门的批准；对我们项目的支持和监管批准的维持；预计的启用日期；天气；收购和处置的时间和结束；交易的预期效益和协同效应的实现；政府立法；诉讼；预计未来股息和股利政策对未来现金流的影响；我们的信用评级；资本项目资金；对冲计划；预期EBITDA；预期收益/(亏损)；预期未来现金流；以及预期可分配现金流。有关原油、天然气、天然气和可再生能源的预期供需以及这些商品的价格的假设对所有前瞻性陈述都是重要的，因为它们可能会影响对我们服务的当前和未来需求水平。同样，汇率、通胀、利率和新冠肺炎疫情会影响我们运营的经济和商业环境，并可能影响对我们服务的需求水平和投入成本，因此这些都是所有前瞻性表述中固有的。由于这些宏观经济因素的相互依存和相互关联，任何一种假设对远期的影响-
前瞻性陈述不能确定，特别是关于预期EBITDA、预期收益/(亏损)、预期未来现金流、预期可分配现金流或估计未来股息。与已宣布的项目和在建项目(包括估计完成日期和预期的资本支出)有关的前瞻性表述中最相关的假设包括：人工和建筑材料的供应和价格；通货膨胀和汇率对人工和材料成本的影响；利率对借款成本的影响；天气、客户、政府、法院和监管部门批准的因素对施工和在建项目时间表和成本回收制度的影响；以及新冠肺炎大流行及其持续时间和影响。
我们的前瞻性陈述受以下风险和不确定性的影响：我们的战略重点、经营业绩、立法和监管参数的成功执行；诉讼，包括与达科他州接入管道(DAPL)和5号线双管道有关的诉讼；收购、处置和其他交易及其预期收益的实现；我们的股息政策；项目批准和支持；路权的续签；天气；经济和竞争状况；舆论；税法和税率的变化；汇率；利率；大宗商品价格；政治决定；大宗商品的供应、需求和价格；这些风险和不确定性包括但不限于本年度报告(Form 10-K)以及我们在提交给加拿大和美国证券监管机构的其他文件中讨论的风险和不确定性。任何一种风险、不确定性或因素对特定前瞻性陈述的影响不能确定，因为它们是相互依存的，我们未来的行动取决于管理层对相关时间所有可用信息的评估。除非适用法律要求，否则Enbridge不承担公开更新或修改本年度报告中以Form 10-K或其他形式作出的任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。所有前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，归因于我们或代表我们行事的人，都明确地完整地受到这些警告性声明的限制。
非公认会计准则和其他财务衡量标准
第II部. 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析(MD&A)在本Form 10-K年度报告中提到了非GAAP和其他财务指标，包括EBITDA。EBITDA被定义为扣除利息、所得税、折旧和摊销前的收益。管理层使用EBITDA来评估Enbridge的业绩并设定目标。管理层认为，EBITDA的列报为投资者提供了有用的信息，因为它增加了对Enbridge业绩的透明度和洞察力。
上述非公认会计原则和其他财务指标不是具有美国公认会计原则(US GAAP)所规定的标准化含义的指标，也不是美国GAAP指标。因此，这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相提并论。历史非GAAP和其他财务指标与最直接可比较的GAAP指标的对账在本MD&A中列出，并可在我们的网站上找到。有关非GAAP和其他财务措施的更多信息，可在我们的网站www.sedar.com或www.sec.gov上找到。
第一部分
项目1.业务
我们是北美领先的能源基础设施公司。我们安全可靠地提供人们所需要和想要的能源，以提高生活质量。我们的核心业务包括液体管道，输送北美生产的约30%的原油；天然气传输和中游，输送美国约20%的天然气消费；天然气分配和储存，通过约380万米的连接为大约75%的安大略省居民提供服务；以及可再生发电，在北美和欧洲产生约1,766兆瓦的可再生能源净额。我们的普通股在多伦多证券交易所(TSX)和纽约证券交易所(NYSE)交易，代码为ENB。我们于1970年4月13日根据西北地区公司条例注册成立，并于1987年12月15日根据加拿大商业公司法继续注册。
以下是我们每项业务和基础资产的更详细描述业务细分。
企业愿景和战略
视觉
作为一家公司，我们的主要目标是以安全、清洁和对社会负责的方式，通过提供人们需要和想要的能源来提高生活质量。我们成为北美领先的能源基础设施公司的愿景支持这一目标。在追求这一愿景的过程中，我们在使我们所服务地区的人们能够获得各种负担得起的可靠能源的经济和社会福祉方面发挥关键作用。我们的基础设施特许经营运输、分配和发电能源，包括液体、天然气、可再生能源和可再生天然气(RNG)等低碳燃料。我们认识到能源系统正在发生变化，我们的目标是通过投资于低碳平台，同时确保世界在过渡期间所需的连续性和稳定性，过渡到更清洁的能源未来。
我们的投资者价值主张基于我们通过投资和高效运营能源基础设施资产的能力，提供可预测的现金流和每年不断增长的股息流，这些资产处于关键供应盆地和强劲的需求拉动型市场之间。我们的资产以长期合同、受监管的服务成本收费框架、购电协议和其他低风险商业安排为基础。
我们努力成为ESG、工人和公共安全、减排、利益相关者关系、客户服务、社区投资以及员工敬业度和满意度方面的领导者。
战略
对能源供需基本面的深入了解，加上严谨的资本配置原则，帮助我们成为能源系统中各种资产支持的行业领先者。我们的资产在许多大宗商品和经济周期中可靠地产生了低风险、有弹性的现金流，包括新冠肺炎疫情和随之而来的动荡的经济复苏。
为了确保我们在未来继续成为行业领导者和价值创造者，我们保持稳健的战略规划方法。我们定期对我们的资产和业务战略进行情景和弹性分析。我们测试各种价值提升和最大化选项，并定期与我们的董事会接触，以确保协调一致并保持积极的监督。理事会的参与包括全年的更新和讨论，以及每年一次的战略规划专门会议。这一综合办法将继续指导今后的投资决策。
可预测的增长是我们投资者价值主张的一个标志。我们预计，与2021年相比，到2024年，每股可分配现金流的复合年增长率将达到5%-7%，这得益于我们基础业务的回报提升以及通过有纪律的资本配置实现有机增长的机会。我们多元化的足迹使我们能够有选择地投资于我们的核心业务和新兴的低碳能源平台，如碳捕获和储存(CCS)、氢气(H2)和RNG。
2021年，我们推进了几项战略重点。例如：
•我们的液体管道团队提供了创纪录的干线吞吐量，投入了56亿美元的资本(3号线更换，Southern Access)，增加了90kbpd的系统扩建，进入防御区石油管理局(PADD)III，并收购了Corpus Christi的Ingleside能源中心和相关资产，从而将我们的触角伸向全球轻质石油出口市场。
•我们的输气和中游业务成功投入使用了31亿美元的资本，完成了优惠利率结算，增加了1.5亿美元的增量EBITDA，并继续推进了超过20亿美元的扩张机会。
•我们的天然气分配和储存设施在持续的疫情期间提供了不间断的服务，增加了超过4万个新客户，完成了190个现代化项目，两个RNG项目投入使用，并完成了H2混合试点。
•在欧洲，可再生能源发电公司推进了480兆瓦的圣纳泽尔项目、500兆瓦的费坎普项目和448兆瓦的卡尔瓦多斯项目的建设，并批准了普罗旺斯大型海上浮式风力发电设施。
•我们推进了我们的自力更生战略，并委托了两个项目，阿尔伯塔太阳能一个项目用于我们的液体管道系统，海德勒斯伯格项目用于我们的天然气传输系统。10个额外的自力发电设施(~100兆瓦)已获准用于未来的发展。
•我们成立了新能源技术团队来推进我们的低碳战略。通过几个战略合作伙伴关系，我们正在努力开发RNG、H2和CCS方面的解决方案，并加快实现全球和行业特定的低碳目标。
•我们继续朝着我们的ESG目标取得有意义的进展，包括到2030年我们的运营减少了35%的温室气体(GHG)排放强度(到2050年温室气体净零排放)，到2025年增加了不同群体在我们员工和董事会中的比例。
•我们以诱人的估值出售了12亿美元的资产，进一步加强了我们的财务灵活性。此外，我们继续降低运营成本(自2017年以来为12亿美元)，提高了盈利能力和竞争力。
这些成就将在第二部分更详细地讨论。第七项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
展望未来，我们的近期战略重点与过去几年相似。一如既往，积极推进社区和资产安全、保护环境和维护可靠性将始终是我们的首要任务。我们专注于提升我们在液体管道、天然气输送和中游、天然气分配和储存以及可再生能源发电方面的现有资产的价值。
我们将继续提高基础业务回报，利用我们优势的液体和天然气管道基础设施，强调出口驱动型机会和特许经营内有机增长，并在我们的业务中发展低碳机会。
我们的主要战略重点概述如下：
确保安全可靠的运营
安全和运行可靠性仍然是我们战略的基础。我们对安全和运行可靠性的承诺意味着在安全(过程、公共和个人)方面实现并保持行业领先地位，并确保我们运行的系统的可靠性和完整性，以便在保护人类和环境的同时生产、运输和输送能源。
提高我们基础业务的回报
一个关键的优先事项是通过持续关注我们所有业务的优化、生产力和效率来推动增长。例如：应用减阻剂和增加泵站马力以优化我们液体系统的吞吐量，执行通行费结算和费率案例备案以优化我们的天然气传输特许经营权内的收入，扩大低碳天然气供应以实现我们天然气公用事业的价值链现代化和整合，更广泛地说，以及通过流程改进和/或系统增强在整个组织内创建可持续的成本节约。
实施资本计划，做大核心业务
成功的项目执行对我们的财务业绩和我们业务的长期战略定位是不可或缺的。我们的持续目标是以最低的实际成本交付我们的一系列有保障的项目(目前为90亿美元)，同时保持最高的安全、质量、客户满意度以及环境和法规合规性标准。关于我们目前的资本项目组合的讨论，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目.
在寻求延长增长的过程中，我们预计将拥有足够的自筹能力，每年约为50亿至60亿美元，以投资于新的有机增长资本，而无需发行任何额外的普通股和维持关键的信用指标。我们将保持纪律，将资本配置到最佳用途，优先考虑资产负债表实力、对低资本密集型增长的投资以及受监管的公用事业或类似公用事业的项目。我们将仔细评估我们剩余的可投资能力，将资本配置到我们可以获得的最具价值提升的机会，包括进一步的有机增长、资产收购和股票回购，或进一步去杠杆化我们的资产负债表。
展望未来，我们看到我们的现有网络得到了极大的利用，我们的每一项业务都有未来增长的机会。例如：
•我们的液体管道基础设施仍将是关键供应盆地和需求拉动型市场(如美国中西部、加拿大东部和美国墨西哥湾沿岸的炼油厂中心)之间的重要联系。CCS的出现提供了提供新的长期增长机会的潜力。
•我们的天然气管道业务将在燃气发电、工业增长和沿海液化天然气(LNG)工厂的新负荷需求推动下寻求延伸和扩张机会。展望未来，将RNG和H2生产项目融入我们的系统将提高资产寿命，使我们能够为客户提供差异化的低碳服务。
•我们的天然气分销设施将通过增加客户、提高生产率、现代化投资和将H2和RNG混合到天然气供应中的设施，以及扩大我们的需求侧管理和分布式能源计划来继续增长。
•我们在海上和陆上风电领域的成熟能力使我们能够很好地在欧洲和北美的整个开发周期内竞争新项目，而我们为现有管道压缩机站提供电力的多年计划代表着高度可见和可扩展的增长。
保持财务实力和灵活性
保持我们的财政实力对我们的战略至关重要。我们的融资策略旨在保持强大的投资级信用评级，以确保我们有足够的财务能力来满足资本融资需求，并灵活地管理资本市场的混乱。我们目前的担保资本计划将持续到2024年，可以通过内部产生的现金流和可用的资产负债表能力轻松融资，而无需发行额外的普通股，我们将寻求在我们的“自筹资金”股本模式下实现新的增长。此外，我们继续寻找机会，以有吸引力的估值将非核心资产货币化。有关我们的融资策略的进一步讨论，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源.
有纪律的资本配置
我们评估最新的基本趋势，监控业务格局，并主动开展业务发展活动，以确定行业领先的资本部署机会集。我们使用一个严谨的投资框架来筛选、分析和评估机会，目的是确保有效配置资本以实现诱人的风险调整后回报，同时保持我们低风险的“公用事业式”商业模式。
所有投资机会都是根据它们推进我们的战略、降低风险、支持我们的ESG目标以及创造额外的财务灵活性的潜力进行评估的。我们在短期内的主要重点是低资本密集型机会，以提高现有业务的回报(有机扩张和优化)、我们的系统现代化和基于公用事业费率的投资。对于大型、持续时间长的开发项目，执行风险仍然很高，因此，我们的重点将放在那些我们可以在许可和建设阶段仔细管理风险资本的项目上。
在评估典型的投资机会时，我们还考虑了其他潜在的资本配置选择。资本配置的其他选择取决于我们目前的前景，包括进一步增加股息、进一步削减债务和/或股票回购。
随着时间的推移适应能源转型
随着全球人口的增长和世界各地生活水平的不断提高，将需要更多的能源。与此同时，我们的社会越来越认识到温室气体排放对世界气候的影响。相应地，随着行业参与者、监管机构和消费者寻求降低排放，能源体系正在重塑。作为一家多元化的能源基础设施公司，我们处于有利地位，通过引领未来能源系统的发展并与客户合作制定低碳战略，在向低排放经济转型的过程中发挥关键作用，同时努力减少我们自己的排放。此外，我们测试了各种能源转型情景下的资产，得出的结论是，这些资产具有很强的弹性，可以依赖于在未来很长一段时间内产生稳定的现金流。
我们相信，多样化和创新将在向低碳未来的过渡中发挥重要作用。到目前为止，我们已经在天然气基础设施方面进行了大量投资，并继续在可再生能源领域看到巨大的机遇。我们在可再生能源方面的重点领域仍然是海上风能和公用事业规模的陆上项目。我们还在CCS、H2和RNG等其他低碳平台上发挥领导作用，在这些平台上，我们可以利用我们的基础设施能力和利益相关者关系来加速增长并扩展我们现有资产的价值。此外，我们进行的所有新投资都需要有一条明确的路径来实现净零排放。
我们认识到我们的客户对向低碳经济过渡的期望，并正在积极努力，通过利用我们的ESG领导地位和世界级的执行能力，成为差异化的服务提供商。
战略推动者
我们能够成功地执行我们的战略重点，得益于我们对ESG的承诺，我们员工的素质和能力，以及我们将技术和创新作为竞争优势的程度。
ESG
可持续性是我们安全可靠地提供人们需要和想要的能源的能力不可或缺的一部分。我们作为环境管家、作为基本能源基础设施的安全运营者、作为一个多元化和包容性的雇主以及作为一个负责任的企业公民的表现如何，与我们实现战略优先事项和为所有利益攸关方创造长期价值的能力密不可分。
长期以来，我们对强大的ESG实践和业绩的承诺一直是我们开展业务的核心，我们很自豪被公认为同行中的领导者。2020年，我们制定了雄心勃勃的目标1包括：
•到2050年温室气体净零排放，中期目标是到2030年将温室气体排放强度比2018年基线降低35%。
•到2025年，增加不同群体在我们劳动力中的代表性，包括40%的女性和28%的种族和民族群体的代表性目标，以及加强供应商多样性的新举措。
•加强我们董事会的多样性，目标是到2025年妇女占40%，种族和民族占20%。
•年度安全和可靠性目标，推动我们朝着零事故、零伤害和实施强大的网络防御计划的目标不断改进。
从2021年开始，我们开始将ESG绩效与激励性薪酬挂钩，并通过执行具体的行动计划，在实现这些目标方面取得了有意义的进展。此外，我们发行了第一笔与可持续发展挂钩的贷款和与可持续发展挂钩的债券，将我们的融资与我们的ESG目标联系在一起。
1关于包容性、多样性、公平性和可获得性的所有百分比或具体目标都是我们打算以符合州、地方、省和联邦法律的方式实现的理想目标，这些法律包括但不限于美国联邦法规、平等就业机会委员会、劳工部和联邦合同遵从局计划。
Enbridge的目标是不断加强其排放报告和减排方法，并正在扩大其方法，以包括以下额外行动：
•确保投资决策与Enbridge的中期和长期减排目标保持一致。
•继续与各组织积极合作，为中游部门的排放目标制定基于科学的指导方针。
•与主要供应商合作，支持进一步减少范围3的排放。
•进一步发展低碳能源合作伙伴关系，以推动整个业务的创新，重点是可再生能源、可再生天然气、氢气和碳捕获。
实现我们的目标将使我们更好地成功过渡到一个低碳、更加多样化和包容的未来。
人民
我们的员工对我们的长期成功至关重要，提高员工的能力以最大限度地发挥他们的潜力是一个关键的重点领域。我们重视多样性和多元化思维，并在我们的计划和人员管理方法中嵌入了包容性实践。此外，我们努力保持具有行业竞争力的薪酬、灵活性和留任计划，以提供短期和长期业绩激励。
技术
鉴于当今能源行业的竞争环境，我们认识到技术在帮助实现我们的战略目标方面可以发挥的重要作用。我们致力于寻求创新和技术解决方案，以进一步改善我们的安全性能、最大限度地增加收入、提高效率，并实现向新的、更清洁的能源解决方案的过渡。我们的两个技术和创新实验室分别位于卡尔加里和休斯顿，体现了我们对技术驱动的业务解决方案的承诺。利用技术的好处来促进资产的安全性、可靠性和盈利能力已经根深蒂固地存在于我们的日常运营中。
我们在年度可持续发展报告中提供与上述措施相关的年度最新进展情况，以及我们的假设和其他相关信息，该报告可在Https://www.enbridge.com/sustainability-reports. 除非另有特别说明，否则Enbridge网站上包含的或与之相关的任何信息，包括我们的年度可持续发展报告，都不会以引用的方式并入本Form 10-K年度报告中，或以其他方式并入本年度报告.
业务细分
我们的活动通过五个业务部门进行：液体管道；天然气输送和中游；天然气分配和储存；可再生能源发电；以及能源服务，如下所述。
液体管道
液体管道由加拿大和美国的管道和终端组成，这些管道和终端运输和出口各种等级的原油和其他液态碳氢化合物。
主线系统
主线系统由加拿大主线系统和莱克黑德系统组成。加拿大干线是一种公共的运输管道系统，它在加拿大西部内将各种等级的原油和其他液态碳氢化合物从加拿大西部输送到北达科他州格雷特纳、马尼托巴省和内切附近的加拿大/美国边境，以及从密歇根州休伦港和安大略省萨尼亚附近的美国/加拿大边境输送到加拿大东部和美国东北部。加拿大主线包括六条毗邻的管道，总运营能力约为每天310万桶，这些管道与加拿大/美国边境的莱克黑德系统相连，还有五条管道将原油和成品油输送到加拿大东部和美国东北部。自1949年以来，我们一直运营并经常扩建加拿大主线。湖头系统是美国主线系统的一部分。它是由联邦能源管理委员会(FERC)监管的州际公共运输管道系统，是从加拿大西部到美国的原油和液体石油的主要运输商。
收费框架
管理加拿大主线产品支付通行费的竞争性通行费结算(CTS)于2021年6月30日到期，但8号和9号线除外，这两条线路是单独收费的。CTS是一项为期10年的谈判协议，规定在加拿大西部内交付的加拿大本地通行费(CLT)，以及从加拿大西部出发、在加拿大主线上、通过莱克黑德系统运往美国并进入加拿大东部的原油运输的国际联合关税(IJT)。IJT通行费以美元计价。
2019年12月19日，我们向加拿大能源监管机构(CER)提交了在我们的加拿大主线系统上实施合同的申请。2021年11月26日，CER驳回了这项申请，理由是，除其他外，拟议的承包将导致访问加拿大主线的重大变化，并可能在没有令人信服的理由的情况下对一些托运人和非托运人造成不公平的结果。
从2021年7月1日起，主线系统实行临时收费，在新的收费获得CER批准之前，临时收费将一直有效。根据《通行证》的条款，临时通行费等于2021年6月30日通行证的出口通行费，如有适用于过渡期的最终确定和调整。我们目前正在与客户和其他利益攸关方一起探索替代方案，其中可能包括：修改和扩展的CTS、新的奖励费率制定协议或服务成本费率制定结构。任何通过谈判达成的解决方案在实施之前都需要得到CER的批准。预计到2023年，新的收费框架将变得清晰。
托运人继续每月指定运量，我们继续分配运力，以最大限度地提高主线系统的效率。
莱克黑德系统服务的当地通行费不受临时通行费的影响，并继续根据莱克黑德系统现有的通行费协议确定，如下所述。 根据临时通行费，加拿大主线从从加拿大西部任何接收点到美国边境的管道运输一批货物的通行费份额等于适用于该批货物的美国交货点的通行费减去莱克黑德系统到该交货点的当地通行费。在临时通行费方面，我们将继续将这一金额称为以美元计价的加拿大主线IJT剩余基准通行费。
湖头制地方通行费
从北达科他州内切、明尼苏达州克利尔布鲁克和其他地点附近的加拿大/美国边境到莱克黑德系统主要送货点的运输费率由FERC管理。湖头系统根据FERC的指数方法和关税协议的允许，定期调整这些运输费率，其主要组成部分是指数费率和设施附加费机制。指数费率是湖头系统运输费率的基本部分，每年都要进行通货膨胀调整，不能超过FERC批准的既定最高费率。设施附加费机制允许湖头系统在现有基本费率的基础上，通过递增附加费收回与托运人要求的某些项目相关的费用，每年4月1日进行调整。如果莱克黑德系统的运输费率大大低于莱克黑德系统的服务成本，可以向联邦能源管理委员会申请批准提高费率，以使回收与成本保持一致。
2021年5月21日，我们提交了服务成本申请，要求从2021年7月1日起提高基本费率。2021年6月30日，FERC发布命令，接受可退还的费率。这件事目前正在FERC的和解过程中。
区域油砂系统
区域油砂系统包括五条艾伯塔省内的长距离管道；阿萨巴斯卡管道、沃皮索管道、伍德兰管道、伍德布法罗延伸/阿萨巴斯卡双管道系统和Norlite管道系统(Norlite)，以及两个大型终端：位于艾伯塔省麦克默里堡以北的阿萨巴斯卡终端和位于艾伯塔省麦克默里堡以南的切查姆终端。区域油砂系统还包括许多支线和相关设施，目前为12个生产油砂项目的油砂生产提供通道。
艾伯塔省内的长距离管道至埃德蒙顿的日输油量约为1,090千桶，至哈迪斯蒂的日输油量约为1,370千桶，其中Norlite向麦克默里堡地区提供的稀释剂日输量约为218千桶。我们在伍德兰管道拥有50%的权益，在Norlite拥有70%的权益。区域油砂系统是以与多个油砂生产商签订的长期协议为基础的，这些协议提供了稳定的现金流，还包括收回该系统部分运营费用的规定。
墨西哥湾沿岸和中大陆
墨西哥湾沿岸包括Seaway原油管道系统(Seaway Pipeline)、弗拉纳根南管道(Flanagan South)、先锋管道、灰色橡树管道和Enbridge Ingleside能源中心(EIEC)，以及中大陆系统(库欣终端)。
我们在全长1,078公里(670英里)的Seaway管道中拥有50%的权益，包括连接俄克拉荷马州库欣和德克萨斯州自由港、直径805公里(500英里)、直径30英寸的长途运输系统，以及为休斯顿和德克萨斯州城市地区的炼油厂提供服务的德克萨斯城终端和分配系统。Seaway管道系统的总输送能力约为每日950桶。Seaway管道还包括德克萨斯州墨西哥湾沿岸880万桶原油储油罐的能力。
Flanagan South是一条950公里(590英里)、直径36英寸的州际原油管道，始发于我们位于伊利诺伊州弗拉纳根的终点站，是莱克黑德系统的输油点，终点是俄克拉何马州库欣。弗拉纳根南部的产能约为每日600桶。
矛头管道是一条长途管道，将原油从伊利诺伊州的弗拉纳根输送到俄克拉何马州的库欣。弗拉纳根是莱克黑德系统的一个交货点。先锋管道的日输油量约为193桶。
灰色橡树管道是一条1368公里(850英里)的原油系统，从德克萨斯州西部的二叠纪盆地延伸到美国墨西哥湾沿岸。灰色橡树管道的平均年输油量预计为每日900桶，输送轻质原油。我们在这条管道中拥有22.8%的有效权益。该管道于2019年11月开始初步投入使用，2020年第二季度实现全面服务。
中大陆系统由俄克拉荷马州库欣的存储终端(库欣终端)组成，由80多个独立的储罐组成，大小从78到57万桶不等。库欣码头的总储壳量约为2000万桶。部分存储设施用于运营目的，其余部分与不同的原油市场参与者签订合同，满足其定期存储需求。 合同费用包括固定的每月储存费、从连接的管道和码头接收和运送原油的吞吐量费用，以及调和费。
2021年10月，我们收购了位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的英格尔赛德能源中心(更名为恩布里奇英格尔赛德能源中心(EIEC))100%的运营权益。该码头拥有1560万桶的存储能力和每天150万桶的出口能力。我们还获得了670kbpd仙人掌二期管道20%的股份，300kbpd的Viola管道100%的股份，以及35万桶的塔夫脱码头100%的股份。
其他
其他包括南方光管道、Express-Platte系统、Bakken系统和支线管道等。
Southern Lights管道是一条单流管道，直径180 kbpd，16/18/20英寸，将稀释剂从伊利诺伊州芝加哥附近的曼哈顿码头运送到加拿大西部的三个输送设施，分别位于艾伯塔省的埃德蒙顿和哈迪斯蒂码头以及萨斯喀彻温省的科罗伯特码头。Southern Lights管道的加拿大部分和美国部分都根据与承诺的托运人签订的长期合同获得关税收入。Southern LIGHTS管道90%的运力与分配给托运人的剩余10%运力签订了合同，以运送未承诺的运量。
Express-Platte系统包括Express管道和Platte管道，以及约560万桶的原油存储。这是一个大约2736公里(1700英里)长的原油运输系统，起点是艾伯塔省的哈迪斯蒂，终点是伊利诺伊州的伍德河。这条日产量310桶的Express管道将原油输送到美国落基山脉地区的炼油市场，包括蒙大拿州、怀俄明州、科罗拉多州和犹他州。这条日产量为145至164桶的普拉特管道与怀俄明州卡斯珀的Express管道相互连接，将原油主要从巴肯页岩和加拿大西部输送到中西部的炼油厂。快递管道的能力通常是根据与托运人签订的长期按需付费合同承诺的。Express管道能力的一小部分和所有Platte管道能力被未承诺的托运人使用，这些托运人只为他们在给定月份实际使用的管道能力付费。
巴肯系统由北达科他州系统和巴肯管道系统组成。北达科他州的系统为北达科他州的巴肯提供服务，由原油收集和州际管道运输系统组成。该收集系统为明尼苏达州克利尔布鲁克提供湖头系统或各种互连管道和铁路出口设施的服务。该系统的州际部分包括美国和加拿大的组成部分，从北达科他州的贝托尔德延伸到马尼托巴省的克罗默。
北达科他州系统美国部分的关税由FERC管理。加拿大部分被归类为第2类管道，因此，其通行费由CER根据投诉情况进行监管。州际管道系统的通行费是基于与锚定托运人的长期按需付费协议。.
我们在巴肯管道系统中拥有27.6%的有效权益，该管道系统将北达科他州的巴肯地层连接到东部PADD II和美国墨西哥湾沿岸的市场。巴肯管道系统包括从北达科他州巴肯地区到伊利诺伊州帕托卡的DAPL，以及从伊利诺伊州帕托卡到德克萨斯州尼德兰的能量转移原油管道。目前的产能为每日750桶原油，有可能通过增加抽水马力来扩大产能。巴肯管道系统的基础是多家生产商的长期产能承诺。
给水管道和其他包括加拿大和美国的一些液体存储资产和管道系统。
支线管道和其他公司的主要资产包括位于艾伯塔省哈迪斯蒂附近的哈迪斯蒂合同终端和哈迪斯蒂存储洞穴，加拿大西部的一个关键原油管道枢纽，以及发源于伊利诺伊州弗拉纳根并输送到伊利诺伊州帕托卡的南方通道延伸(SAX)管道。我们在每日300kbpx的sax管道中拥有65%的有效权益，其大部分运力是通过与托运人签订的长期按需付费的合同获得商业保障的。.
馈线管道和其他管道还包括Patoka存储、托莱多管道 系统和诺曼威尔斯(西北)系统。Patoka Storage由四个储罐组成，壳牌容量为48万桶，位于伊利诺伊州帕托卡。日产量101 kbpd的托莱多管道系统与莱克黑德系统相连，输送至俄亥俄州和密歇根州。45kbpd的NW系统将原油从西北地区的Norman Wells运输到艾伯塔省的Zama，并有一个基于与托运人的既定条款的服务成本费率结构。
竞争
对我们液体管道网络的竞争主要来自基础设施或物流替代方案，这些替代方案将液态碳氢化合物从我们运营的生产盆地输送到加拿大、美国和国际市场。来自现有和拟建管道的竞争主要基于获得供应、最终用途市场、运输成本、合同结构以及服务质量和可靠性。此外，不稳定的原油价格差异以及我们或竞争对手管道上的管道能力不足，都会使铁路运输原油具有竞争力，特别是对于目前没有管道服务的市场。
我们相信，我们的液体管道系统将继续为加拿大西部沉积盆地(WCSB)、北达科他州以及最近的二叠纪盆地的生产商提供具有竞争力和吸引力的选择，因为我们的市场准入、有竞争力的通行费以及通过我们的多个交付和储存点的灵活性。我们还与托运人签订了长期协议，通过确保向我们的液体管道网络提供一致的供应来降低竞争风险。我们目前的增长项目旨在扩大市场准入并提高我们管道系统的能力，这将为液体运输提供更具竞争力的解决方案。我们有成功执行项目以满足客户需求的良好记录。
供求关系
美国是世界上最大的原油市场，而美国是美国最大的原油输出国，这一点我们有着悠久而成功的历史。虽然在可预见的未来，美国对加拿大原油生产的需求将支持我们的基础设施的使用，但北美和全球原油供需基本面正在发生变化，我们在这种转变中可以发挥作用，开发长期运输选择，使原油能够从供应地区高效地流向国内和全球的最终用户市场。
新冠肺炎疫情在2020年对原油市场产生了重大负面影响，经济放缓导致需求下降，政府实施了流动性限制。然而，2021年，全球原油需求已恢复到接近大流行前高点的水平。国际油价已升至多年来的最高水平，原因是全球需求超过了供应恢复的速度，因为上市生产商在为新钻探进行资本配置时采取了更有纪律的方式。
我们的主线系统吞吐量，根据在加拿大/美国边境马尼托巴省格雷特纳的测量，随着3号线更换计划的投入使用，年底实现了每天310万桶的产量。鉴于经济复苏和机动性需求增强，中西部上游PADD II市场的炼油厂需求一直很强劲。在美国墨西哥湾沿岸，来自拉丁美洲和中东的重质原油供应减少，正推动对加拿大重质原油的需求增加。
在大多数基本情况预测中，全球原油需求预计将增长至未来十年，主要受经济合作与发展组织(OECD)以外地区的新兴经济体推动，如印度和中国。在北美，由于车辆燃油效率的提高和电动汽车销量的增加，对运输燃料的需求增长预计将随着时间的推移而放缓。
满足这一日益增长的需求的新供应将主要来自石油输出国组织(OPEC)国家和北美。石油输出国组织(OPEC)的供应增长将由沙特阿拉伯和阿联酋凭借其可观的低成本储备引领，并可能得到受制裁的伊朗恢复生产的补充。北美的增长将受到二叠纪盆地的推动，该盆地是一个具有成本竞争力的大型轻质原油资源基地。此外，WCSB预计重质原油将增长，因为额外的出口供应将支持现有项目的扩张和一些潜在的新绿地设施。
非经合组织国家的长期需求增长，随着时间的推移国内需求收缩，以及二叠纪盆地和WCSB的持续产量增长，突显了我们战略资产足迹的重要性，并加强了对额外出口导向型基础设施的需求。我们已做好充分准备，通过扩展系统容量以逐步进入美国墨西哥湾沿岸，以及通过进一步开发我们位于科珀斯克里斯蒂的新的Enbridge Ingleside能源中心-北美最大的原油出口设施-来满足这些不断变化的供需基本面。
对化石燃料开发的反对，再加上不断变化的消费者偏好和新技术，可能会支持加速的能源过渡情景，影响原油的长期供需。我们继续密切关注所有这些因素的演变，以便能够主动调整我们的业务，以帮助满足客户和社会的能源需求。
第二部分讨论了开发和建设我们的商业担保增长项目的进展情况。第7项。 管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目。
输气与中游
天然气传输和中游包括我们在加拿大和美国的天然气管道和收集和加工设施的投资，包括美国天然气传输、加拿大天然气传输、美国中游和其他资产。
美国的天然气输送
美国天然气传输公司包括以下公司的所有权权益：德克萨斯州东部传输公司、L.P.(得克萨斯州东部)、阿尔冈昆天然气传输公司、MariTimes&东北公司(美国和加拿大)、东田纳西州天然气公司、湾流天然气系统公司、Sabal Trail传输公司(Sabal Trail)、Nexus天然气传输管道公司(Nexus)、Valley Crossing管道公司。(谷口)、东南供应总管(SESH)、向量管道L.P.(向量)和某些其他天然气管道和储存资产。美国天然气传输业务主要通过州际管道系统为美国东北部、南部和中西部不同地区的客户提供天然气传输和储存。
德克萨斯州东部的天然气输送系统从德克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸地区的供需中心延伸到俄亥俄州、宾夕法尼亚州、新泽西州和纽约州的供需中心。德克萨斯州东部的陆上系统在大约13,807公里(8,579英里)长的管道和相关压缩机站上的天然气日峰值能力为130.9亿立方英尺(Bcf/d)。德克萨斯东方还与四个附属存储设施相连，这些设施由美国天然气传输业务中的其他实体部分或全资拥有。
阿尔冈昆天然气输送系统与德克萨斯东方在新泽西州的设施连接，并延伸至新泽西州、纽约、康涅狄格州、罗德岛州和马萨诸塞州，在那里它连接到M&N美国公司。该系统在约1,820公里(1,131英里)长的管道上与相关压缩机站连接，峰值日处理能力为3.09 bcf/d天然气。
M&N US在大约552公里(343英里)的州际主线天然气输送系统上的高峰日天然气能力为0.83bcf/d，包括相关的压缩机站，该系统从马萨诸塞州东北部延伸到缅因州贝利维尔附近的加拿大边境。M&N Canada的高峰日运力为0.55 bcf/d，长约885公里(550英里)的省际天然气输送干线系统从新斯科舍省的Goldboro延伸到缅因州贝利维尔附近的美国边境。我们拥有M&N美国和M&N加拿大78%的股份。
东田纳西州的天然气输送系统的高峰日输送天然气能力为1.86 bcf/d，在田纳西州的两个地点穿过德克萨斯东部的系统，由田纳西州、佐治亚州、北卡罗来纳州和弗吉尼亚州的两条总长约2,456公里(1,526英里)的管道以及相关的压缩机站组成。东田纳西州在田纳西州有一个液化天然气储存设施，还连接到弗吉尼亚州的索特维尔储存设施。
湾流是一个大约1199公里(745英里)的州际天然气输送系统，带有相关的压缩机站。湾流天然气的日峰值产能为1.31 bcf/d，来自密西西比州、阿拉巴马州、路易斯安那州和德克萨斯州，穿过墨西哥湾进入佛罗里达州中部和南部的市场。我们拥有湾流公司50%的权益。
Sabal Trail是一条大约832公里(517英里)长的管道，提供坚固的天然气运输。设施包括一条管道、支线和各种压缩机站。管道基础设施位于阿拉巴马州、佐治亚州和佛罗里达州，增加了约1.0bcf/d的能力，使陆上天然气供应得以访问。我们在Sabal Trail有50%的权益。
Nexus是一个长约414公里(257英里)的州际天然气输送系统，配有相关的压缩机站。Nexus将天然气从我们在俄亥俄州的德克萨斯东部系统输送到我们在密歇根州的VECTOR州际管道，高峰日容量为1.4 bcf/d。通过与VECTOR的互连，Nexus提供与Dawn Hub的连接，Dawn Hub是加拿大最大的综合地下存储设施，也是北美最大的地下存储设施之一，位于安大略省西南部，毗邻大多伦多地区。我们在Nexus中拥有50%的权益。
山谷穿越是一个大约285公里(177英里)的州内天然气输送系统，以及相关的压缩机站。管道基础设施位于德克萨斯州，为墨西哥国有公用事业公司Comisión Federal de Electric提供高达2.6 bcf/d的设计能力市场准入。
SESH是一个大约462公里(287英里)的天然气输送系统，带有相关的压缩机站。SESH从路易斯安那州东北部的Perryville Hub延伸出来，德克萨斯州东部、路易斯安那州北部和阿肯色州的页岩气产量以及常规产量通过六个主要互联网络到达。SESH延伸到阿拉巴马州，与14条主要的南北管道和3个高输送能力的储存设施互联，高峰日容量为1.1bcf/d天然气。我们在SESH有50%的权益。
VECTOR是一条大约560公里(348英里)长的管道，在芝加哥地区的伊利诺伊州乔利埃特和安大略省之间运行。VECTOR可输送1.745立方英尺/天的天然气，其中4.55亿立方英尺/天(Mmcf/d)租赁给Nexus。我们拥有Vector60%的权益。
传输和存储服务通常是根据确定的协议提供的，客户在管道和存储设施中保留容量。这些协议中的绝大多数规定了固定的预订费，每月支付，而不考虑管道上的实际运输量，外加一小部分可变费用，该部分是根据运输、注入或撤出的数量计算的，目的是收回可变成本。
还提供可中断传输和存储服务，客户可以使用容量(如果在请求时已存在)，并且收费通常高于长期合同费率。可中断收入取决于该服务的运输量或存储量以及相关费率。仓储业务还提供各种其他增值服务，包括天然气停车、出借和平衡服务，以满足客户的需求。
加拿大天然气输送
加拿大天然气传输公司由西海岸能源公司的S(西海岸)不列颠哥伦比亚省(BC)管道、联盟管道和其他小型中游天然气收集管道组成。
BC管道在卑诗省和艾伯塔省约2,950公里(1,833英里)的输送管道上拥有3.6bcf/d的天然气高峰日能力，其中包括相关的主线压缩机站。它提供基于服务成本的天然气传输服务。
Alliance管道是一条约3,000公里(1,864英里)的综合高压天然气输送管道，拥有约860公里(534英里)的支线管道和相关基础设施。它将富含液体的天然气从卑诗省东北部、艾伯塔省西北部和北达科他州的巴肯地区输送到位于伊利诺伊州查纳洪的AUX Sable NGL提取和分馏工厂下游的Alliance Chicago天然气交换中心。该系统的峰值日处理能力为1.8bcf/d天然气。我们拥有联盟管道公司50%的股份。
加拿大天然气传输公司提供的大多数运输服务都是根据固定协议提供的，其中规定，无论管道上的实际运输量如何，每月支付的固定预订费，加上一个基于运输量的小可变部分，以收回可变成本。加拿大天然气传输公司还提供可中断传输服务，客户可以在请求时使用容量。这些服务下的付款是根据运输量计算的。
美国中游
US Midstream包括AUX Sable Liquid Products LP和AUX Sable Midstream LLC各42.7%的权益，以及AUX Sable Canada LP(统称为AUX Sable)50%的权益。AUX Sable Liquid Products LP拥有并运营一家NGL提取和分馏工厂，位于芝加哥郊外的伊利诺伊州查纳洪，靠近联盟管道的终点站。AUX Sable还拥有连接到Alliance Pipeline的设施，以促进 运送富含液体的天然气，供AuxSable工厂加工。这些设施包括由AUX Sable Midstream US拥有和运营的北达科他州巴肯地区的巴勒莫空调厂和Prairie Rose管道；以及AUX Sable Canada在不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的权益，包括Septimus管道。AUX Sable Canada还在艾伯塔省萨斯喀彻温堡拥有一家处理炼油厂/提升机尾气的设施。
US Midstream还包括对DCP Midstream，LLC(DCP Midstream)的50%投资，DCP Midstream间接拥有DCP Midstream，LP约57%的股份，包括有限合伙人和普通合伙人权益。DCP Midstream，LP是一家大型有限责任合伙企业，拥有多元化的资产组合，从事天然气的收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售；生产、分馏、运输、储存和销售天然气；以及回收和销售凝析油。DCP Midstream，LP拥有和运营超过36家工厂和大约90,123公里(56,000英里)的天然气和天然气液体管道，业务遍及主要产区的9个州。
其他
其他主要由我们的离岸资产组成。Enbridge海上管道由11条天然气收集和FERC监管的传输管道和4条石油管道组成。这些管道位于墨西哥湾的四条主要走廊上，延伸到深水开发项目，包括近2100公里(1300英里)的水下管道和陆上设施，总容量约为6.5bcf/d.
竞争
我们的天然气输送和储存业务在天然气输送和储存方面与为我们的供应和市场领域提供服务的类似设施展开竞争。竞争的主要因素是地点、费率、服务条件、服务的灵活性和可靠性。
我们业务中运输的天然气与我们的客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷、燃料油、核能和可再生能源。影响天然气需求的因素包括价格变化、天然气和其他形式能源的可获得性、商业活动水平、长期经济状况、保护、立法、政府监管、转换为替代燃料的能力、天气和其他因素。
竞争存在于我们企业服务的所有市场中。竞争对手包括州际/省际和州内/省内管道或其附属公司，以及其他运输、收集、处理、加工和销售天然气或NGL的中游企业。由于管道通常是天然气陆上运输最有效的方式，我们天然气管道最重要的竞争对手是其他管道公司。
供求关系
我们的天然气输送资产构成了北美最大的天然气运输网络之一，推动了北美丰富的供应盆地和主要需求中心之间的连接。在过去十年中，我们的系统一直是供需市场转型中不可或缺的一部分，并将随着能源格局的演变继续发挥作用。
2010年，阿巴拉契亚和二叠纪盆地的天然气产量分别不到5.0bcf/d。如今，这些地区的天然气总产量超过47.5bcf/d。技术改进和页岩气钻探增加增加了低成本天然气的供应。此外，北美对天然气基础设施的需求一直并将继续相应增加。通过对我们核心系统的一系列扩展和逆转，结合绿地项目和战略收购的执行，我们能够满足生产商和消费者的需求。我们的美国天然气传输系统最初设计用于将天然气从墨西哥湾沿岸输送到供应匮乏的东北市场。我们的资产基础现在有能力在充分认购和高度利用的基础上，向东北部、东南部、中西部、墨西哥湾沿岸和液化天然气市场输送多样化的双向供应。
东北市场继续扮演着以供应受限为主的地区的角色，需求稳定。我们的美国天然气传输系统提供的双向能力使我们能够以高效的方式向我们的地区客户提供服务。由于阿巴拉契亚地区马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩的开发，该地区的天然气供应有所增加。
东南市场与多个高流动性的供应池相连，其中包括马塞卢斯和尤蒂卡页岩开发项目，根据长期的公用事业类安排，通过我们的多个系统为不断增长的最终用户客户提供稳定的供应和稳定的定价。
通过我们的系统连接到阿巴拉契亚和加拿大西部供应，中西部市场可以进入非洲大陆成本最低的两个天然气产区。由于预计该区域的需求在未来20年将继续以每天约2.0bcf的速度增长，保持这种联系仍将是重要的。在天然气继续取代燃煤发电的情况下，这个市场的供应灵活性对于维持流动性和价格稳定尤为关键。
墨西哥湾沿岸需求增长的推动因素是液化天然气出口量的增加，天然气密集型石化设施的持续浪潮，以及对墨西哥的发电和额外的管道出口。预计到2040年，该地区这些市场的需求将增长超过23.0bcf/d。随着供应和市场中心之间的关系发生变化，墨西哥湾沿岸市场一直是我们资产低成本产能的受益者。这种具有成本效益的能力很难获得或复制，为现有托运人和运输商提供了稳定的能力和利用率。随着管道和液化天然气出口继续增长，潮水市场准入和靠近墨西哥继续使该地区成为全球贸易平台。2021年底，美国向液化天然气市场出口的天然气超过11bcf/d，主要来自墨西哥湾沿岸地区。
与其他供应中心一样，加拿大西部是寻求进入北美和全球高端市场的低成本供应来源。与太平洋西北部需求中心为数不多的重要联系之一是我们自己在该地区的系统，这些系统的利用率很高。
根据国际能源署的数据，到2040年，全球能源需求预计将增长约27%，主要受非经合组织国家经济增长的推动。天然气将在满足这一能源需求方面发挥重要作用，因为天然气消费量预计将在此期间增长约23%，成为世界上增长最快的能源之一。北美出口将在满足全球需求方面发挥重要作用，这突显了我们的资产仍能被托运人高度利用的能力，并突显了整个北美对增量运输解决方案的需求。为了应对这些全球基本面，我们相信我们有能力为托运人提供增值解决方案。近年来，对天然气开发的反对声音一直在增加，包括新的管道项目。这可能会对北美天然气市场的持续增长和有效连接供需的能力构成挑战。我们正在对加拿大和美国的天然气运输设施进行额外投资，以满足对地区基础设施的需求。第二部分讨论了开发和建设我们的商业担保增长项目的进展情况。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目.
气体的分配和储存
天然气配送和储存由我们的天然气公用事业业务组成，其核心是Enbridge Gas Inc.(Enbridge Gas)，为安大略省的住宅、商业和工业客户提供服务。这一业务部门还包括在魁北克的天然气分销活动，此前还包括对Noverco Inc.的投资，该投资于2021年12月30日出售。请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注8--购置和处置了解更多细节。
恩布里奇气体
Enbridge Gas是一家费率管制的天然气分销公用事业公司，提供储存和传输服务，已运营173年。Enbridge Gas通过约75%的安大略省居民通过380万住宅、商业和工业仪表连接。
Enbridge Gas直接参与的天然气分销业务主要有三个相互关联的方面：分销、运输和储存。
2021年，Enbridge Gas实施了一项自愿的RNG试点计划，根据该计划，客户可以自愿为低碳RNG的增量成本提供资金，以取代普通天然气，并实施一项试点项目，允许在现有分配系统的孤立部分将普通天然气与H2混合，以努力深入了解H2作为一种脱碳天然气方法的使用，以减少温室气体排放。
分布
Enbridge Gas的主要收入来源是向客户分销天然气。向住宅、小型商业和工业供热客户提供的服务主要是在一般服务的基础上提供的，没有具体的固定期限或固定价格合同。向较大的商业和工业客户提供的服务通常是以固定的或可中断的服务合同为基础的年度合同。根据一份确定的合同，Enbridge Gas有义务向客户输送最大日产量的天然气。根据可中断合同提供的服务类似于确定合同的服务，不同之处在于它允许Enbridge Gas的服务中断，主要是为了满足季节性或高峰需求。安大略省能源局(OEB)批准合同和一般服务的费率。这个分配系统由大约147,000公里(91,342英里)长的管道组成，这些管道将天然气从当地供应点输送到客户。
客户可以在天然气供应方面进行选择。客户可以购买自己的天然气并将其输送到分配系统的上游，或直接进入Enbridge Gas的分配系统，或者，他们也可以选择系统供应选项，由客户从Enbridge Gas的供应组合中购买天然气。为了获得必要数量的天然气以满足其客户的需求，Enbridge Gas保持着多元化的天然气供应组合，在安大略省以交付为基础收购供应，并从北美各地的多个供应盆地获得供应。
交通运输
Enbridge Gas主要与TransCanada管道有限公司(TransCanada)、Vectorand Nexus签订公司运输服务合同，以满足其年度天然气供应需求。运输服务合同与任何特定的天然气供应来源没有直接联系。将运输合同与天然气供应分开，使Enbridge Gas能够灵活地获得自己的天然气供应，并满足其直接购买客户分配TransCanada产能的要求。Enbridge Gas预测其客户的天然气供应需求，包括相关的运输和储存需求。
除了承包运输服务外，Enbridge Gas还在其自己的黎明-帕克韦管道系统上提供稳定和可中断的运输服务。Enbridge Gas的传输系统由大约5,500公里(3,418英里)的高压管道和五个主线压缩机站组成，日需求峰值有效容量为7.6 bcf/d。Enbridge Gas的传输系统还将Tecumseh天然气储存设施和Dawn Hub(统称为Dawn)的广泛地下储气池网络连接到加拿大和美国的主要市场，并构成了将天然气从加拿大西部和美国供应盆地输送到加拿大中部和美国东北部市场的重要纽带。
随着安大略省附近地区的天然气供应持续增长，在黎明获得这些多样化供应并沿着黎明-帕克韦管道系统将其运输到安大略省、加拿大东部和美国东北部市场的需求增加。Enbridge Gas在2021年通过其分销和传输系统交付了1,943 bcf的天然气。Enbridge Gas的大量运输收入来自固定的年度需求收费，长期合同的平均期限约为15年，剩余的最长合同期限为19年。
存储
Enbridge Gas的业务具有高度季节性，因为市场对天然气的日常需求会随着天气的变化而波动，消费高峰出现在冬季的几个月。利用储存设施，Enbridge Gas可以在夏季非高峰时段以优惠条件运输天然气，供冬季供暖季节使用。这种做法使Enbridge Gas能够最大限度地减少每年从其供应盆地运输天然气的成本，有助于降低天然气供应的总体成本，并在向Enbridge Gas特许经营区域的天然气运输发生任何短期中断的情况下增加一种安全措施。
Enbridge Gas位于安大略省西南部的存储设施位于安大略省西南部，位于枯竭气田的34个地下设施的总工作能力约为281 bcf。曙光是加拿大最大的综合地下存储设施，也是北美最大的地下存储设施之一。Enbridge Gas可用于公用事业运营的总工作能力约为180bcf。Enbridge Gas还与第三方签订了21bcf存储容量的存储合同。
在天然气从加拿大西部和美国供应盆地运往加拿大中部和美国东北部市场的过程中，曙光为客户提供了一个重要的联系。黎明的配置为注射、取款和骑自行车提供了灵活性。客户可以在黎明购买坚固和可中断的存储服务。曙光为客户提供了广泛的市场选择和选择，可以轻松进入上下游市场。2021年，曙光为200多家对手方提供仓储、天平、天然气借贷、运输、汇兑、调峰等服务。
Enbridge Gas的大量储存收入来自固定的年度需求收费，长期合同的平均期限约为四年，剩余的最长合同期限为15年。
诺维科
Noverco是一家控股公司，全资拥有在魁北克运营的天然气分销公司艾纳吉尔，LP(艾纳吉尔，前身为Gaz Metro Limited Partnership)，以及在魁北克和佛蒙特州经营天然气输送、天然气分销和配电业务的子公司的权益。艾纳吉尔为大约525,000个住宅和工业客户提供服务，并由魁北克L公共事业委员会和佛蒙特州公用事业委员会进行监管。Noverco还持有我们普通股的投资。我们通过拥有Noverco 38.9%的普通股和对其优先股的投资，拥有Noverco的股权。2021年12月30日，我们以11亿美元的现金将我们在Noverco的38.9%非经营性少数股权出售给Trencap L.P.。
西班牙体育馆
我们全资拥有天然气分销公司Gazifère，该公司在魁北克西部为大约44,000名客户提供服务，而埃纳吉尔并没有为这个市场提供服务。Gazifère由魁北克L监管机构管理。
竞争
Enbridge Gas的分配系统由OEB监管，并在多个领域受到监管，包括费率。Enbridge Gas在其特许经营区域内通常不受第三方分销竞争的影响。
Enbridge Gas与其客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷和燃料油。影响天然气需求的因素包括天气、价格变化、天然气和其他形式能源的可获得性、商业活动水平、保护、包括联邦碳定价法在内的立法、政府法规、转换为替代燃料的能力和其他因素。
供求关系
我们预计，随着高峰日需求的持续增长，北美天然气需求将长期保持稳定的年度增长，但天然气市场存在风险，可能对其增长前景构成挑战。客户对低碳燃料和更高效技术的偏好不断变化，再加上北美对天然气开发的反对情绪日益高涨，可能会降低市场有效配置资本连接供需的能力。我们密切监控这些因素，以便能够制定我们的业务战略，以适应客户偏好的变化。
我们预计，由于人口的持续增长，以及具有竞争力的天然气价格预计将继续提供相对于替代能源选择的显著价格优势，即使碳排放费用不断增加，安大略省对天然气连接的需求将保持最近的增长态势。对天然气连接的具体兴趣预计将来自安大略省目前没有天然气供应的社区。
Enbridge Gas继续专注于通过在所有市场提供各种需求侧管理计划和以更少的碳足迹采购供应来开展以减少天然气消耗为重点的活动，以促进节约和能源效率。除了我们现有的RNG项目外，我们还在扩大我们在其他低碳供应来源方面的努力，如可靠来源的天然气和氢气。
储存和运输市场继续对不断变化的天然气供应动态作出反应，包括受到全球大流行负面影响的供应环境正在恢复。
在过去十年中，北美天然气供应格局的增长主要受到蒙特尼、二叠纪、马塞卢斯和尤蒂卡供应盆地非常规天然气资源开发的推动，导致年度大宗商品价格下降，季节性价差缩小。不受监管的储存价值主要由冬季和夏季天然气价格之间的价值差异决定。随着北美天然气供需慢慢恢复到更平衡的位置，储气值一直相对稳定。
可再生能源发电
可再生能源发电主要包括风能和太阳能资产的投资，以及地热、余热回收和输电资产。在北美，资产主要分布在艾伯塔省、萨斯喀彻温省、安大略省和魁北克省，以及科罗拉多州、德克萨斯州、印第安纳州和西弗吉尼亚州。我们还在开发几个太阳能自给项目，沿着我们在北美的石油和天然气通行权。在欧洲，我们持有在英国和德国沿海水域运营海上风能设施的股权，以及在法国几个正在建设和积极开发的海上风能项目的权益。此外，我们正在通过枫叶电力有限公司寻求新的欧洲海上风能开发机会，我们持有该合资企业50%的股份。
综合可再生能源发电投资约为2,178兆瓦的净发电能力。在这个数字中，大约有：
•1,392兆瓦的电力来自北美的风力发电设施；
•255兆瓦由欧洲海上风电设施产生；
•圣纳泽尔、费坎普和卡尔瓦多斯海上风电项目将产生309兆瓦的电力，所有这些项目目前都在建设中；
•6兆瓦将由普罗旺斯大漂浮离岸风电项目产生，该项目在2021年获得资金，并继续准备陆上建设；以及
•93兆瓦是由北美正在运营的太阳能设施产生的，另外97兆瓦是在早期建设和在建项目中产生的。
这些设施生产的电力绝大多数是根据长期购电协议(PPA)出售的。
可再生能源发电还包括我们在东西联络线的25%权益，这是一条位于安大略省西北部的450兆瓦输电线路，目前正在建设中，预计将于2022年上半年投入商业运营。
合资企业/股权投资
对加拿大风能和太阳能资产(不包括自有电力)和两项美国可再生能源资产的投资由一家合资企业持有，我们在该合资企业中拥有51%的权益，并由我们管理和运营。
我们还通过以下合资企业在欧洲海上风电设施中拥有权益：
•拥有位于英国的Rampion Offshore Wind公司24.9%的权益；
•在位于德国的Hohe See Offshore及其随后的扩张中拥有25.4%的权益；
•在法国在建的圣纳泽尔离岸风能项目中拥有25.5%的权益；
•在法国前期建设的普罗旺斯格兰德大型浮式离岸风力发电项目中拥有25%的权益；
•在法国在建的FéCamp Offshore Wind项目拥有17.9%的权益；以及
•在法国前期建设的Calvados Offshore Wind项目中拥有21.7%的权益。
圣纳泽尔、FéCamp和Calvados Offshore Wind项目的所有权百分比反映了将持有我们在Eolien Sea France SAS(EMF)50%权益的实体出售给加拿大养老金计划投资委员会(CPP Investments)的49%，该委员会于2021年上半年完成交易。
竞争
可再生能源发电在北美和欧洲电力市场运营，这两个市场在运营所在的司法管辖区受到电力竞争和电力供需基本面的制约。大部分收入是根据长期购买力平价产生的(或已进行了大量对冲)。因此，在适用的合同期限内，因供需失衡或竞争设施的行动而引起的电价波动不会对财务业绩产生重大影响。然而，可再生能源行业包括大型公用事业公司、小型独立发电商和私募股权投资者，预计它们将积极争夺新的项目开发机会，并在合同到期时争夺供应客户的权利。
为了在竞争加剧的环境中发展，我们从战略上寻找机会，与成熟的可再生能源开发商和金融合作伙伴合作，并以符合我们低风险商业模式的商业建筑为目标。此外，我们还利用完成和交付大型基础设施项目的专业知识。
供求关系
北美和欧洲的可再生发电网络预计将在未来20年大幅增长，因为为了支持政府宣布的碳减排目标，以化石燃料为基础的较旧发电来源将被取代。政府为减少排放和/或增加电气化而采取的任何额外行动，都将进一步加速所有部门的可再生电力需求增长和电气化。
在需求方面，北美较长期的经济增长，以及住宅、交通和工业部门继续电气化和向低碳战略过渡，预计将推动电力需求的增长。此外，利益攸关方对自愿温室气体排放目标的期望越来越高，这推动了企业电力终端用户对清洁电力和环境属性的巨大需求。然而，预计能效的持续提高将降低经济的能源密集度，并缓和整体需求增长。
在北美的供应方面，立法正在加速淘汰老化的燃煤发电，而传统核电的发电量预计也将下降。因此，北美需要大量采用首选技术的新发电能力。燃气和可再生能源设施，包括太阳能和风能(占我们可再生能源电能实业的大部分)，由于其低碳强度，通常是取代燃煤发电的首选能源。
风能和太阳能的资本和运营成本不断下降，再加上它们不断提高的产能因素，预计将继续保持使可再生能源更具竞争力的持续趋势，并从长期来看支持投资，而不考虑政府现有的激励措施。北美的可再生能源发电量预计将在未来20年翻一番。除了建设新的风能和太阳能设施外，其他增长机会还包括重新启动项目，以增加现有设施的产量，并延长其项目寿命。
在欧洲，可再生能源前景看好。在交通和建筑电气化的推动下，电力需求预计将在未来20年逐步增加。能源效率的提高将缓和但不会消除需求增长。可再生能源将在英国实现其积极的低碳和可再生能源目标的能力中发挥重要作用，特别是海上风能。
在供应方面，国际能源署预计，到2040年，煤炭将比2020年的水平下降90%以上，而核能将下降三分之一。在同一时期，它预计可再生能源的发电量将增加一倍以上，其中风能装机容量(陆上和海上)增加一倍以上，光伏太阳能发电量增加近两倍。我们通过我们的欧洲合资企业，继续在英国、法国和德国投资海上风电项目，并探索机会，以满足日益增长的需求。
能源服务
加拿大和美国的能源服务业务为北美炼油商、生产商和其他客户提供实物商品营销和物流服务。
能源服务主要专注于为整个价值链的客户提供服务，并在机会出现时从质量、时间和位置价格差异中获取价值。为了执行这些战略，能源服务公司使用签订的长期和短期管道、存储、轨道车和卡车运力协议，在Enbridge拥有的和第三方资产上运输和储存。
竞争
能源服务公司的收益主要来自套利机会，从本质上讲，这些机会可以被竞争对手复制。进入类似套利策略的市场参与者增加，可能会对我们的收益产生影响。降低竞争风险的努力包括通过在北美大多数主要枢纽进行交易，以及与客户和管道建立长期关系，使营销业务多样化。
淘汰和其他
抵销和其他包括未分配给业务部门的运营和行政成本以及外汇对冲结算的影响。抵销和其他还包括新的业务开发活动和公司投资。
监管
政府监管
管道监管
我们的液体管道、天然气输送和中游资产受到政府或适用监管机构强制执行的众多运营规则和法规的约束，违反这些规则和法规可能会导致罚款、处罚、运营限制以及运营和合规成本的总体增加。
在美国，我们的州际管道运营受管道安全法律法规的约束，由管道和危险材料安全管理局(PHMSA)管理，PHMSA是美国交通部的一个机构。这些法律和法规要求我们在设计、建造、维护和运营我们的州际管道时遵守一系列重要的要求。这些法律和法规除其他外，包括要求监测和维护我们的管道的完整性，并在允许的压力下运行它们。
PHMSA继续审查现有条例，并制定新的条例，以支持旨在改进和扩大业务诚信管理程序的安全标准。这些标准将如何实施仍然存在不确定性，但预计这些变化将给新的管道项目和现有业务带来额外的成本。在这种日益严格的监管环境中，管道故障或不遵守适用法规可能会导致PHMSA授权的允许操作压力降低，这将减少我们管道的可用容量。如果这些风险中的任何一个成为现实，它可能会对我们的运营、资本支出、收益、现金流、财务状况和竞争优势产生不利影响。
我们为美国州际天然气设施制定运输和存储费率的能力受到FERC的监管，该委员会的裁决和政策可能会对此类管道和存储资产收回各自全部运营成本的能力产生不利影响，包括合理的回报率。FERC的监管或行政行为，如费率诉讼、新设施建设认证申请以及折旧和摊销政策，都会影响我们的业务，包括降低关税和收入，增加我们的业务成本。
在加拿大，我们的管道运营受CER或省监管机构管理的管道安全法规的约束。适用的法律和法规要求我们在管道的设计、建造、维护和运营方面遵守一套重要的要求。除其他义务外，这一监管框架对监测和维护我们管道的完整性提出了要求。
与美国一样，加拿大最近也颁布了几项针对管道安全的立法修改。这些变化表明，更加注重实施管理制度，以解决应急管理、诚信管理、安全、安保和环境保护等关键领域。其他立法变化为CER创造了权力，可以对不遵守其管理的监管制度的行为施加行政罚款，以及对未来的放弃和重大管道泄漏施加财务要求。
管道安全和可靠性的一个关键组成部分是使用可靠性目标和安全案例评估的完整性管理方法。广泛的在线检测的长期历史为我们的管道系统中的资产提供了详细的知识。我们的管道以主动的方式进行评估和维护，以便释放的可能性足够低，并满足我们的可靠性目标。此外，诚信管理计划有一个独立的步骤来检查我们的诚信评估结果，以验证该计划的有效性，并确保在整个诚信检查和评估周期中，运营风险保持在合理可行的最低水平。随着检测技术、管道材料和施工实践与时俱进，以及关于威胁和管道状况的新数据的收集，我们保持服务适宜性的方法不断发展，重点放在完整性管理的每个方面的持续改进上。
我们的管道还面临着经济监管风险。广义上，经济监管风险是指政府或监管机构改变或拒绝拟议的或现有的商业安排或政策的风险，包括未来和当前运营所依赖的新的和现有的项目或协议的许可证和监管批准。我们的主线系统和其他液体管道和天然气传输设施受到各种监管机构的行动，包括CER和FERC，涉及这些管道的关税和通行费。商业安排的改变或拒绝，包括监管机构对适用许可和费率结构的决定，或者法院或监管机构对现有法规解释的变化，可能会对我们的收入和收益产生不利影响。
天然气的分配和储存
我们的天然气配送和储气设施运营受到OB和魁北克L能源管理局等机构的监管。在监管机构未来的行动与当前预期不同的范围内，综合财务状况表上记录的金额的收回或退款的时间和金额，或在没有监管影响的情况下本应记录在综合财务状况表上的金额，可能与最终收回或退还的金额不同。
Enbridge Gas的分销费率从2019年开始，是根据使用价格上限机制的五年激励监管(IR)框架设定的。价格上限机制每年通过以下方式确定新的费率：年度基本费率以通货膨胀率减去0.3%的生产率系数递增，某些成本的年度更新将转嫁给客户，以及在适用的情况下，收回超出基本费率可提供资金的重大离散增量资本投资。投资者关系框架包括继续和建立某些递延和差异账户，以及收益分享机制，该机制要求Enbridge Gas与客户平等分享任何超过每年OEB批准的股本回报率(ROE)150个基点的收益。
我们保留了敬业的专业员工，并与客户、干预者和监管机构保持着牢固的关系。在OEB决定和命令批准Enbridge Gas申请2021年费率的第二阶段和Enbridge Gas申请2022年费率的第一阶段后，这种牢固的监管关系在2021年继续存在。第二阶段的决定和命令批准了2021年通过增量资本模块请求的1.24亿美元的离散增量资本投资，而第一阶段的决定和命令批准了价格上限机制下的2022年基本利率升级。
Enbridge Gas继续开发机会，支持安大略省的低碳未来。2021年，我们获得了OEB对综合资源规划(IRP)框架的批准。该框架要求Enbridge Gas考虑设施和非管道需求和/或供应方替代方案(IRP替代方案)，以满足其受监管运营的系统需求，其中某些参数已得到满足。该框架还将允许Enbridge Gas在考虑可靠性和安全性、成本效益、公共政策、优化范围和风险管理的情况下，寻求符合Enbridge Gas及其客户最佳利益的IRP替代方案(或IRP和设施替代方案的组合)。
可再生能源发电
可再生能源发电受政府或适用的监管机构规定的许多业务规则和条例的约束，违反这些规则和条例可能会导致罚款、处罚、运营限制以及运营和合规成本的总体增加。
北美可靠性委员会(NERC)是一个国际监管机构，负责制定和执行可靠性标准，以降低加拿大、美国和墨西哥电网的可靠性和安全性风险。它受到FERC和加拿大省政府的监督。FERC对美国的许多市场拥有权力，其任务是确保电力、天然气和石油的安全、可靠和可靠的州际传输。这包括建立可靠性标准和确定输电发展和接入的某些定价方面等。NERC和FERC标准和定价决定也会不时更新，可能会影响我们的运营、资本支出、收益和现金流，尽管其中一些影响可能对我们的业务是积极的。
在美国联邦一级，我们的可再生能源发电资产受美国鱼类和野生动物管理局监督的立法制约，该立法旨在减少开发和人类活动对野生动物的影响，以及其他联邦环境许可立法。这些联邦环境法可能会不时发生变化，这可能要求Enbridge获得新的许可、更新做法或修改运营和运营支出。
在加拿大，联邦政府一般不对电力部门进行监管，尽管它已经通过其基于产出的定价系统(OBPS)对其他部门实施了联邦碳价格，并可能在未来寻求对电力部门实施排放标准。
我们在法国和德国的可再生发电资产都有联邦政策，并受欧盟(EU)制定和执行的指令和法规的约束。其中包括可再生能源指令(RED II最近通过了到2030年的既定目标)、欧洲绿色协议，以及正在进行的融资机制和输电指令和计划方面的工作。欧盟还负责制定环境保护规则和许可标准。所有这些都可能不时发生变化，这可能会影响我们的运营和相关支出；然而，欧盟的总体方向是促进更多的可再生能源整合到其电网中。
英国(英国)政府负责为整个英国制定可再生能源和碳定价政策，以及长期电力部门规划和采购机制，以及在国家层面(例如英国境内的英格兰、苏格兰)管理的拍卖的结构。英国境内的每个国家还负责建立自己的环境和许可法规。在英国脱欧后，这一过程仍在继续，在某些情况下，继续导致商业电价更加波动；然而，扩大与欧洲的互联网络和旨在增加国内可再生能源能力的政策正在进行中。
能源服务
能源服务由政府当局在商品交易、进出口合规和商品运输领域进行监管。不遵守管理规则和规定可能会导致罚款、处罚和运营限制。这些后果将对运营、收益、现金流、财务状况和竞争优势产生不利影响。能源服务公司拥有敬业的专业员工，并拥有强大的监管合规计划，以缓解与业务相关的这些潜在风险。
在美国，大宗商品营销受到商品期货交易委员会、美国证券交易委员会、联邦贸易委员会、多家大宗商品交易所、美国司法部和州监管机构的监管。电力和天然气的州际营销也受到FERC的监管。省和地区证券监管机构同样管理加拿大境内的商品销售，是加拿大证券管理人的成员。此外，美国和加拿大的区域传输组织和独立系统运营商都对商品营销进行监管。这些不同的监管机构执行的内容包括禁止市场操纵、欺诈和破坏性交易。为了降低与大宗商品交易相关的风险，能源服务公司实施了一项强有力的监管合规计划，其中包括有针对性的培训。
艾伯塔省的天然气出口受到艾伯塔省能源监管机构的监管。加拿大和美国之间的商品进出口受到CER和美国能源部以及海关当局的监管。特别是，需要进出口许可证，以及相关的定期报告要求。违反这种进出口规则可能会导致无法进行日常运营，从而对企业的收益产生负面影响。
用有轨电车或卡车运输原油和天然气液体，受美国交通部、加拿大交通部和省政府监管。每个司法管辖区都要求遵守与商品地面运输相关的安全、安全、应急管理和环境法律法规。与原油或天然气液体运输相关的风险包括计划外泄漏。在释放的情况下，需要对受影响的区域进行补救。能源服务公司聘请了第三方，如加拿大紧急响应援助中心、化学品运输应急中心和加拿大运输应急中心来协助此类补救工作。
环境监管
管道监管
我们的液体管道、天然气输送和中游资产受到众多联邦、州和省环境法律法规的约束，这些法规影响到我们目前和未来运营的许多方面，包括空气排放、水质、水排放和废物。这些法律法规通常要求我们获得并遵守各种各样的环境许可证、许可证和其他批准。
特别是在美国，遵守《清洁空气法》的主要监管计划可能会导致我们产生巨额资本支出，以获得许可、评估我们运营的非现场影响、安装污染控制设备，以及以其他方式确保合规。我们运营的一些州正在实施新的排放限制，以符合国家环境空气质量标准规定的2008年臭氧标准。2015年，臭氧标准进一步降低，从百万分之75(Ppb)降至70ppb，这可能需要各州实施额外的排放法规。我们每个设施的这些合规义务的确切性质尚未最终确定，可能部分取决于未来的监管变化。此外，与历史水平相比，遵守新的和新兴的环境监管计划可能会显著增加我们的运营成本。
在美国，联邦、州和地区各级的气候变化行动正在演变。最高法院在2007年马萨诸塞州诉环境保护局案中的裁决确定，温室气体排放是受《清洁空气法》监管的污染物。根据联邦法规，我们目前有义务报告我们最大排放设施的温室气体排放量，但通常不受温室气体排放限制。美国新总统政府还宣布，旨在应对气候变化和减少温室气体排放的政策将成为立法和监管的关键优先事项，因此可能会采取更严格的排放限制和空气质量执法行动。此外，一些州已经加入了地区性温室气体倡议，一些州正在制定自己的计划，要求减少温室气体排放。公共利益团体和监管机构越来越重视与天然气开发和传输相关的甲烷排放，将其作为温室气体排放的一个来源。然而，由于未来温室气体限制和合规机制的关键细节仍未确定，因此未来对我们业务的可能影响非常不确定。
加拿大方面重申，它强烈倾向于在气候行动上与美国采取协调一致的方法。2019年，加拿大政府实施了联邦碳定价制度。该定价适用于没有符合联邦基准的碳定价系统的省份和地区。加拿大净零排放责任法案， 该法案于2021年4月获得王室批准，要求制定加拿大温室气体减排的国家目标，目标是到2050年实现净零排放。截至2021年4月，联邦碳价上调至每吨40美元。2023年将提高到每吨65美元，2030年将提高到每吨二氧化碳当量170美元。
由于对任何美国联邦和州政策的投机性前景，我们无法估计拟议的温室气体政策对我们未来综合运营结果、财务状况或现金流的潜在影响。然而，这样的立法或法规可能会大幅增加我们的运营成本，需要物质资本支出或创造额外的许可，这可能会推迟拟议的建设项目。
天然气的分配和储存
我们的天然气分配和储存作业、设施和工人受到市、省和联邦立法的约束，这些立法规定了对环境的保护以及工人的健康和安全。环境立法主要包括对泄漏和向空气、土地和水排放的管制；危险废物管理；受污染场地的评估和管理；保护环境敏感地区、濒危物种及其栖息地；以及报告和减少温室气体排放。
与任何工业操作一样，气体分配系统的运行存在异常或紧急情况或其他计划外事件的潜在风险，这些事件可能导致泄漏或排放超过许可水平。这些事件可能导致工人或公众受伤、对环境造成不利影响、财产损失和/或违反监管规定，包括命令和罚款。我们还可能在未来承担与过去和现在的现场活动相关的土壤和地下水污染的责任。
除了天然气分销，我们还在安大略省西南部经营储存设施和少量石油和盐水生产。与这些设施相关的环境风险有可能发生计划外泄漏。在释放的情况下，需要对受影响的区域进行补救。根据环境立法，还可能出现罚款、命令或收费，以及任何受影响的土地所有者可能提出的第三方责任索赔。
天然气分配系统和我们的其他业务必须保持环境审批和监管机构的许可才能运营。因此，这些资产和设施要接受定期检查和/或审计。年度报告，例如环境合规批准(ECA)的年度书面总结报告，将提交给安大略省环境、保护和园林部(MECP)和其他监管机构，以证明我们符合我们的环境要求。未能保持监管合规可能会导致运营中断、罚款和/或要求额外的污染控制技术或环境缓解措施。随着环境要求和法规变得更加严格，维持合规的成本和获得批准所需的时间预计将增加。
与往年一样，2021年，我们向加拿大环境和气候变化委员会(ECCC)、安大略省MECP和一些自愿报告计划报告了运营中的温室气体排放，包括固定燃烧、燃烧、排放和逃逸源的排放。根据省级温室气体条例，与储存和传输作业有关的固定燃烧和燃烧排放由第三方认可的核查人员进行了详细核实，没有发现重大差异。
Enbridge Gas利用排放数据管理流程和系统来帮助满足数据捕获以及强制性和自愿性报告需求。量化方法和排放系数将根据需要在我们的系统中不断更新。Enbridge Gas继续与行业协会合作，完善量化方法和排放因素，以及最佳管理实践，以最大限度地减少排放。
2018年10月，联邦政府确认安大略省受联邦政府碳定价计划的约束，该计划也被称为联邦碳定价后盾计划。该计划由两部分组成：对包括天然气在内的化石燃料征收碳费用，以及OBPS。
联邦碳排放费于2019年4月1日生效，费率为3.91美分/立方米天然气，适用于大多数客户。Enbridge Gas在加拿大税务局注册为天然气分销商，每月汇出联邦碳费。这项收费每年在每年4月1日增加1.96美分/立方米，到2022年最高达到9.79美分/立方米。2020年12月，联邦政府宣布计划在2023年将联邦碳价格每年提高15美元/吨，到2030年提高到170美元/吨二氧化碳当量。Enbridge Gas估计，这将相当于2030年对天然气征收的联邦碳费用约为33.31美分/立方米。Enbridge Gas每年向OEB申请批准，以通过联邦碳排放费用。
OBPS组件于2019年1月1日生效。根据OBPS，注册设施对其超过其年度设施排放限额的部分负有遵守义务，该限额是根据部门特定产出标准和年产量计算的。Enbridge Gas已在ECCC注册为OBPS计划的排放者，并负有与其天然气管道传输系统相关的燃烧和燃烧排放相关的年度合规义务。作为OBPS下的注册机构， Enbridge Gas提交了一份年度报告，并提交了经认可的第三方核查机构所需的核查报告，该机构没有发现重大误报。Enbridge Gas被要求为超过其年度设施排放限制的设施排放汇出款项。由于新冠肺炎的原因，ECCC将2019年合规义务的付款截止日期从2020年12月15日推迟到2021年4月15日。Enbridge Gas于2021年3月支付了2019年合规义务，并于2021年11月支付了2020年合规义务。
2020年9月，安大略省和联邦政府宣布，联邦政府已接受安大略省的排放性能标准(EPS)将取代联邦OBPS用于工业设施。2021年3月，联邦政府宣布，联邦OBPS将于2021年底在安大略省退出，安大略省将从2022年1月1日起过渡到EPS。2021年9月，修订了《温室气体污染定价法案》，从2022年1月1日起取消安大略省的覆盖范围。从2022年1月1日开始，Enbridge Gas将根据EPS计划对其设施相关排放以及与客户相关排放的联邦碳收费承担合规义务。
人力资本资源
劳动力规模和构成
截至2021年12月31日，我们在北美业务中约有10,900名正式员工，其中包括约1,500名加入工会的员工。如果包括临时雇员和承包商，这一总数将上升到近13,000人。我们强烈倾向于直接雇佣关系，但在我们集体讨价还价的地方--对于员工，我们与我们的工会有着成熟的工作关系，各方传统上致力于在不停工的情况下达成续签协议。
安全
我们相信所有的伤害、事故和职业病都是可以预防的。我们对员工和承包商安全的总体关注，包括通过新冠肺炎疫情，继续导致与行业基准相比的强劲表现，我们正在积极参与持续改进工作，以追求我们的零事故目标。
多样性和包容性
为了确保我们的劳动力反映我们开展业务的社区，我们努力增加妇女、代表性不足的族裔和种族群体、残疾人和退伍军人的代表性。2021年，我们设定了多元化代表目标，并与员工和外部利益相关者分享了这些目标。与我们的文化一致，我们继续致力于与我们的目标相关的开放的双向对话，提高所有利益攸关方的透明度和问责制。
2021年，我们将安全、诚信和尊重纳入我们的核心价值观，以体现这一承诺。我们正在建立一个组织，让人们感到安全和受欢迎，并有机会在功绩的基础上蓬勃发展。作为我们不断发展的ESG战略的一部分，我们在成功与劳动力相关的ESG措施之间建立了更紧密的联系--包括安全、减排努力以及多样性和包容性--这些措施使我们能够实现这一目标。因此，从2021年开始，这些领域的关键指标都嵌入到我们的记分卡中，并直接影响薪酬。
生产力与发展
我们不断投资于员工的个人和职业发展，因为我们认识到他们的成功就是我们的成功。每年，员工都会通过各种渠道获得一系列发展和重新掌握技能的机会，包括：广泛的自我指导学习(10,000多门外部课程和Enbridge大学专有课程)；在职学习机会和轮换任务；精心策划的领导力发展计划；教育报销；以及通过我们正式的导师-门生匹配计划与导师建立发展关系。
行政人员
下表列出了截至2022年2月11日我们执行干事的信息：
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| 名字 | 年龄 | 职位 |
| 阿尔·摩纳哥 | 62 | 总裁&首席执行官 |
| Vern D.Yu | 55 | 常务副总裁总裁兼首席财务官 |
| 科林·K·格鲁丁格 | 52 | 液体管道部常务副主任总裁总裁 |
| 辛西娅·L·汉森 | 57 | 天然气配送与储存部常务副主任总裁、总裁 |
| 拜伦·C·内尔斯 | 56 | 企业服务部常务副总裁总裁 |
| 罗伯特·R·鲁尼 | 65 | 常务副总裁兼首席法务官 |
| 威廉·T·亚德利 | 57 | 总裁、总裁常务副主任，输气与中游 |
| 马修·阿克曼 | 54 | 高级副总裁，战略、电力和新能源技术 |
| 艾伦·C·卡普斯 | 51 | 高级副总裁，企业发展与能源服务 |
阿尔摩纳哥于2012年10月1日被任命为总裁兼首席执行官。摩纳哥先生也是Enbridge董事会的成员。
于2021年10月1日被任命为总裁执行副总裁兼首席财务官，负责监督恩桥的所有财务事务，包括投资者关系、财务报告、财务规划、国库、税务、保险、风险和审计管理职能以及我们的ERP转型系统的实施。在此之前，Mr.Yu曾担任液体管道部常务副主任总裁、总裁；在此之前，曾任总裁兼液体管道部首席运营官，以及执行副总裁总裁兼首席开发官。自2022年3月1日起，任命Mr.Yu为执行副总裁总裁，企业发展兼首席财务官。
科林·K·格鲁丁格于2021年10月1日被任命为执行副总裁总裁和总裁，负责液体管道。Gruending先生负责Enbridge液体管道业务的全面领导和运营。在此之前，他曾担任我们的执行副总裁总裁和首席财务官，以及高级副总裁，企业发展和投资评论。
辛西娅·L·汉森于2019年6月1日被任命为执行副总裁总裁和总裁，负责天然气分销和储存。汉森女士负责Enbridge Gas的全面领导和运营，Enbridge Gas分销公司(EGD)和联合天然气有限公司(Union Gas)以及Gazifère合并后。在此之前，我们的执行副总裁总裁女士负责公用事业和电力运营，她也是恩布里奇资产和工作管理转型的执行发起人，与其他业务部门负责人合作。自2022年3月1日起，汉森女士将被任命为天然气输送和中游事业部常务副经理总裁和总裁，米歇尔·E·哈雷登斯将被任命为高级副总裁和总裁，天然气分配和储存部将被任命为。哈雷维登斯女士最近担任的职务是高级副总裁兼天然气输送和中游首席运营官。
拜伦·C·奈尔斯于2016年5月2日被任命为总裁公司服务执行副总裁。Neiles先生负责监管我们的信息技术、人力资源、房地产、供应链管理、安全、环境、土地和通行权，以及公共事务、通信和可持续发展职能。
罗伯特·R·鲁尼于2017年2月1日被任命为执行副总裁总裁兼首席法务官。鲁尼先生领导着我们整个组织的法律、道德和合规、安全和航空团队。
威廉·T·亚德利于2017年2月27日被任命为常务副总裁总裁和总裁，负责输气和中游业务。Yardley先生之前是Spectra Energy Corp(Spectra Energy)美国输电和存储业务的总裁，领导与Spectra Energy美国资产组合相关的业务开发、项目执行、运营和环境、健康和安全工作。亚德利先生将于2022年5月31日退休。
马修·阿克曼于2019年6月1日被任命为战略与动力部高级副总裁，现任战略、动力与新能源技术部高级副总裁。他负责公司战略规划流程和全球所有可再生能源运营和开发，以及我们于2021年成立的新能源技术团队。Akman先生于2016年初加入Enbridge，担任我们的企业战略主管，此前还负责企业发展和投资者关系。
艾伦·C·卡普斯于2020年9月被任命为高级副总裁，负责企业发展和能源服务。他负责资本分配、投资审查、企业业务发展(包括并购和能源服务)。在担任目前的职务之前，卡普斯先生曾担任企业发展和投资评论部门的高级副总裁。卡普斯先生还曾担任高级副总裁先生和首席会计官，在此之前，他曾担任副总裁和斯派卡能源公司的财务总监。自2022年3月1日起，卡普斯先生将被任命为高级副总裁先生兼天然气输送和中游首席商务官。
附加信息
有关我们的更多信息，请访问我们的网站www.enbridge ge.com、SEDAR网站www.sedar.com和Edga网站www.sec.gov。上述信息是根据法律要求提供的，除非另有特别说明，否则不会以引用的方式纳入本10-K表格年度报告。在我们以电子方式将材料存档或提供给美国证券交易委员会后，我们在合理可行的范围内尽快通过我们的网站免费提供Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告和Form 8-K的当前报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提供的报告的修正案以及委托书。提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和其他信息也可以通过美国证券交易委员会的网站(www.sec.gov)获得。
Enbridge Gas Inc.
有关Enbridge Gas的更多信息可在其截至2021年12月31日的年度信息表格、财务报表和管理层讨论与分析(MD&A)中找到，这些表格已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关Enbridge Gas的详细披露，并可在SEDAR网站www.sedar.com上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。
Enbridge管道公司
有关Enbridge管道公司(EPI)的更多信息可在其截至2021年12月31日的年度信息表格、财务报表和MD&A中找到，这些表格和MD&A已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关EPI的详细披露，并可在SEDAR网站www.sedar.com上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。
西海岸能源公司。
有关西海岸的其他信息可在其截至2021年12月31日的年度信息表、财务报表和MD&A中找到，这些信息已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关西海岸的详细披露，并可在SEDAR网站www.sedar.com上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。
第1A项。风险因素
下列风险因素可能对我们的业务、运营、财务结果、市场价格或证券价值产生重大不利影响。这份清单并不详尽，我们没有根据字幕下的呈现或分组顺序来排列优先顺序或可能性。
气候变化相关风险
气候变化风险可能会对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响，这些影响可能是实质性的。
气候变化对本组织既有实际风险，也有过渡风险。下面将讨论这些风险的摘要。 然而，鉴于气候影响的相互关联性质，我们也在影响Enbridge的其他风险的范围内讨论这些风险，在整个项目1A--风险因素。气候变化及其相关影响可能会增加我们在第1A项中确定的其他风险的风险和程度--风险因素。我们的业务、财务状况、经营结果、现金流、声誉、获得资金或保险的机会和成本、业务计划或战略都可能因气候变化及其相关影响而受到不利影响。
人身风险
物质风险与气候变化的物质影响有关。这些风险可能会损害我们的资产或影响我们业务的安全和可靠性。
气候变化可能导致天气模式的极端多变性，例如极端天气事件的频率和严重程度增加、大雪、暴雨、洪水、山体滑坡、火灾、飓风、热带风暴、冰暴、平均温度和海平面上升以及降水模式的长期变化。我们的资产和运营面临这类事件的潜在中断或损害，我们还可能遇到获取资产的机会减少或人员伤亡或财产和环境损坏的风险增加的情况。我们过去曾经历过此类天气事件造成的运营中断和资产损失，我们预计未来将遇到与气候有关的物理风险，可能会越来越频繁或更严重。气候变化和更极端的天气事件加剧了运营风险。这些实物风险中的任何一种都可能导致重大损失，我们的保险可能不足以或无法获得这些损失，并且我们可能承担部分或全部费用。
转型风险
转型风险与向低排放经济转型有关，这可能会增加我们的运营成本，影响我们的业务计划，并影响利益相关者关于我们公司的决策，其中每一项都可能对我们的战略计划、业务、运营或财务业绩产生不利影响。这些过渡风险包括：
政策和法律风险
国内外政府继续评估和实施以减少温室气体排放、促进适应气候变化、向低碳经济过渡以及披露与气候有关的事项为重点的政策、立法和法规。在Enbridge运营的联邦、州、省和市各级，此类政策、法律和法规各不相同，可能高度可变，可能会发生变化。预计将需要进行更多投资，以满足新的监管要求。此外，近年来，针对政府和能源行业公司的与气候和信息披露有关的诉讼有所增加。不能保证我们的公司不会受到此类诉讼的影响。
技术风险
我们能否成功执行我们的战略计划，包括我们在向低碳经济转型中的作用，以及实现我们的温室气体减排目标和指标，在一定程度上取决于技术(包括仍在开发中的技术)、可再生能源和其他低碳能源基础设施的创新和持续多样化，以及基础设施的现代化以减少温室气体排放。实现我们的温室气体减排目标和目标可能需要大量的资本支出和资源，实现我们的目标和目标所需的成本可能与我们最初的估计和预期大不相同。同样，存在一种风险，即减排技术--如电池储存、CCS或直接空气捕获--不能像预期的那样实现，从而使减排变得更加困难。
市场风险
对气候变化的担忧、对低碳和零排放能源、替代能源和新能源和技术的需求增加、客户行为的变化以及能源消耗的减少可能会影响对我们服务或证券的需求。如果Enbridge的多样化太快或太慢，向低碳经济转型的速度和规模可能会构成与气候相关的转型风险。同样，市场信号的不确定性，例如能源成本和需求的突然和意想不到的变化，包括由于气候变化的担忧，可能会通过减少我们管道运输系统的吞吐量来影响收入。
声誉 风险
我们长期以来一直致力于强有力的ESG实践和业绩，并于2020年11月推出了一套ESG目标，以加强透明度和问责制。我们制定了温室气体减排目标和战略优先事项，以适应能源转型的需要。如果我们不能实现温室气体减排目标，我们就不能满足未来气候、排放或监管机构的其他报告要求，或者我们不能满足或管理当前和未来的预期以及对投资者或其他利益相关者重要的问题，包括与气候变化相关的问题，这可能会对我们的声誉和我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。
与运营中断或灾难性事件相关的风险
管道运营涉及许多风险，这些风险可能会对我们的业务、财务业绩和环境产生不利影响。
复杂管道系统的运行、收集、处理、储存和加工操作涉及许多风险、危害和不确定性。
这些运营风险包括不利的天气条件、自然灾害、事故、设备或流程的故障或故障、设施的性能低于预期的能力和效率水平以及灾难性事件。气候变化带来了与气候变化的实际影响有关的实际风险，这可能会影响我们业务的安全和可靠性。气候变化可能导致天气模式的极端多变性，例如极端天气事件的频率和严重性增加、极端炎热和寒冷天气、大雪、暴雨、洪水、滑坡、火灾、飓风、热带风暴、冰暴、平均温度和海平面上升以及降水模式的长期变化。
我们的资产和业务面临此类事件的潜在中断或损害，我们还可能经历资产使用减少、人员伤亡风险增加、我们的财产和资产受损、环境污染或我们业务减值的情况。这类事件还可能导致我们的管道系统和设施的产品破裂或泄漏。此类事件可能会导致重大损失，而保险可能不够充分或可用，而我们可能会承担部分或全部费用。气候变化和更极端的天气事件也加剧了运营风险。
环境事故是指可能导致环境损害并可能导致我们资产运营和保险成本增加的事件，从而对收益产生负面影响。环境事件可能会产生持久的声誉影响，并可能影响我们与各种利益攸关方合作的能力。对于位于居民区附近的管道和存储资产，包括居民区、商业商业中心、工业场地和其他公共聚集地点，这些事件造成的破坏程度可能更大。
我们过去经历过这样的事件，包括2010年在莱克黑德系统的6A和6B线；2018年10月在BC管道T-South系统；2019年1月、2019年8月和2020年5月在德克萨斯州东部管道；2021年2月德克萨斯州冬季风暴的影响，2021年7月野火和公元前2021年11月洪水的影响。在准备或应对运营风险和事件方面，我们已经并预计将继续招致巨额成本。我们预计将继续经历与气候有关的物理风险，可能会越来越频繁和严重，我们不能保证我们不会在未来经历灾难性或其他事件。此外，我们可能会受到与任何此类事件相关的诉讼和监管机构的巨额罚款和处罚。
服务中断可能会对我们的运营产生重大影响，并对财务业绩、与利益相关者的关系和我们的声誉产生负面影响。
由于重大电力中断、商品供应中断、运营事故、天然气供应或分配的可用性或其他原因造成的服务中断可能会对我们的运营产生重大影响，并对我们的财务业绩、与利益相关者的关系、我们的声誉或我们最终客户的安全产生负面影响。影响我们原油和天然气运输服务的服务中断可能会对托运人的运营和收益产生负面影响，因为他们依赖我们的服务将其产品推向市场或履行自己的合同安排。我们已经并可能再次经历服务中断，包括与先前风险因素中提到的各种业务事件有关的服务中断。
我们的业务涉及对公众、我们的工人和承包商的安全风险。
我们的几条管道和分配系统以及相关资产都在靠近人口聚居区的地方运行，一次重大事故可能会导致公众受伤或生命损失。此外，考虑到我们运营中固有的自然灾害，我们的工人和承包商都面临着人身安全风险。公共安全事件或我们的工人或承包商的受伤或生命损失，我们过去经历过，尽管我们采取了预防措施，但未来可能会经历，可能会导致我们的声誉受损、材料维修成本或运营和资产保险成本增加。
网络攻击或安全漏洞可能会对我们的业务、运营或财务业绩造成不利影响。
我们的业务依赖于信息系统和其他数字技术来控制我们的工厂、管道和其他资产，处理交易并汇总和报告运营结果。信息的安全处理、维护和传输对我们的业务至关重要。我们的网络或系统或第三方供应商的网络或系统的安全漏洞可能会导致我们的资产操作不当，可能包括延迟交付或提供我们客户的产品，我们运输、存储和分销的产品受到污染或降级，或者我们可能要对其承担责任的碳氢化合物产品的泄漏。此外，我们和我们的一些供应商在我们的正常业务过程中收集和存储敏感数据，包括我们员工和住宅燃气分销客户的个人信息，以及我们和我们的客户、供应商、投资者和其他利益相关者的专有业务信息。
近年来，由于新技术的扩散以及网络攻击和数据安全漏洞的复杂程度、规模和频率的增加，以及国际和国家政治因素，网络安全风险有所增加。由于我们基础设施的关键性质，以及我们使用信息系统和其他数字技术来控制我们的资产，我们面临着更高的网络攻击风险。最近实施了新的网络安全条例，从而产生了额外的监管监督和合规要求。
在正常业务过程中，我们已经并预计将继续经历通过网络攻击或安全漏洞获得未经授权的访问、危害我们的信息系统或扰乱我们的运营的尝试，尽管据我们所知，这些尝试都没有对我们的业务、运营或财务业绩造成重大不利影响。尽管我们采取了安全措施，但我们的信息系统或我们供应商的信息系统预计将成为进一步网络攻击或安全漏洞的目标，这些攻击或安全漏洞可能会危及我们的系统，影响我们正确记录、处理和报告交易的能力，导致信息丢失或导致运营中断。由于网络攻击或安全漏洞，我们还可能根据保护个人信息隐私的法律承担责任，受到监管处罚，产生额外的补救、诉讼或其他成本，所有这些都可能对我们的声誉、业务、运营或财务业绩产生重大不利影响。
流行病、流行病或疾病爆发，如新冠肺炎大流行，可能会对当地和全球经济以及我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。
在我们开展业务的地区或全球范围内，流行病、流行病或疾病爆发造成的中断可能会对我们的业务、运营、财务业绩和前瞻性预期产生重大不利影响。
为了应对新冠肺炎在全球的快速传播，各国政府继续制定紧急措施，以抗击病毒的传播。这些措施包括对商业活动和旅行的限制，以及隔离或隔离的要求。我们的某些业务和项目被认为是关键基础设施部门的基本服务，目前不受某些商业活动限制。新冠肺炎和政府的应对措施中断了商业活动和供应链，扰乱了旅行，并导致金融和大宗商品市场大幅波动。
鉴于新冠肺炎大流行的持续和动态性质，进一步的影响将取决于未来的发展和我们无法控制的因素，这些发展和因素是不确定、不断变化和无法预测的，包括可能出现的关于这次大流行的严重性或持续时间的新信息(包括新的新冠肺炎毒株和疫苗的效力)，以及各国政府和其他方面为遏制或结束新冠肺炎大流行或其影响而采取的行动。此类事态发展包括已经或可能对我们的客户、供应商、监管机构、业务、运营和财务业绩产生不利影响的中断。
不能保证我们应对潜在中断的战略将减轻这些风险或对我们的业务、运营和财务业绩的不利影响。此外，与新冠肺炎大流行有关的干扰已经或可能继续产生增加本项目1A所述许多其他风险的效果。风险因素.
恐怖袭击和威胁、针对这些袭击或战争行为的军事活动升级以及其他内乱或激进主义可能对我们的业务、业务或财务业绩产生不利影响。
恐怖袭击和威胁(可能以网络攻击的形式)、军事活动或战争行为的升级、或其他内乱或激进主义可能会对总体经济状况产生重大影响，并可能导致消费者信心、支出和市场流动性的波动，每一项都可能对我们的业务造成不利影响。未来的恐怖袭击、谣言或战争威胁、涉及美国或加拿大的实际冲突，或者军事或贸易中断，都可能对我们和我们客户的业务产生重大影响。与美国和加拿大的其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受攻击的风险可能更大。此外，反对管道建设和运营的环保活动增加可能会导致工程延误、对我们产品和服务的需求减少、立法增加或许可证和通行权被拒绝或延误。最后，能源价格的中断或大幅上涨可能导致政府实施价格管制。这些事件中的任何一种，或它们的组合，都可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。
与我们的商业和行业相关的风险
我们的资产存在使用风险。
关于我们的液体管道资产，我们可能面临加拿大主线上的吞吐量风险，这取决于我们为该系统采用的收费框架，并且根据适用于其他液体管道资产的某些收费协议，我们可能面临吞吐量风险，例如莱克黑德系统。运输量的减少可能会直接对我们的收入和收益产生不利影响。不断变化的市场基本面、产能瓶颈、监管限制、我们系统和上下游设施的维护和运营事件以及竞争加剧等因素都会影响我们的资产利用率。市场基本面因素，如大宗商品价格和价差、天气、汽油价格和消费、替代能源和新能源和技术，以及我们无法控制的全球供应中断，都会影响我们管道运输的原油和其他液态碳氢化合物的供应和需求。
关于我们的天然气传输和中游资产，由于地区生产和消费的变化，天然气供需动态继续发生变化。这些转变可能导致大宗商品价格波动和价差，导致某些地区的管道外卖能力供过于求，并对我们系统的使用产生不利影响。影响系统利用率的其他因素包括操作事故、监管限制、系统维护和竞争加剧。
至于我们的气体分配和储存资产，我们是按固定收费和容量向客户收费的，而我们收取总收入要求(提供服务的成本，包括公用事业公司的合理回报)的能力取决于达到在制定费率过程中确定的预测分配量。实现这一产量的可能性取决于四个关键预测变量：天气、经济状况、竞争性能源的定价和客户数量的增长。天气是送货量的一个重要驱动因素，因为我们的天然气分销客户群中有很大一部分使用天然气来供暖。配电量还可能受到越来越多地采用节能技术以及更高效的建筑结构的影响，这继续给用电量带来下行压力。此外，消费者的保护努力可能会进一步导致年平均消费量的下降。对大量商业和工业客户的销售和运输服务更容易受到当前经济状况的影响。此外，竞争性能源的定价影响分配给这些部门的数量，因为一些客户有能力改用替代燃料。即使在我们各自达到预测总销售量的情况下，由于其他预测变量，例如利润率较高的住宅和商业部门与利润率较低的工业部门之间的组合，我们的天然气分销业务可能无法获得预期的ROE。我们的天然气分销业务仍然面临实际与预测的大批量合同商业和工业产量的风险。
关于我们的可再生能源发电资产，这些资产的收益高度依赖于天气和大气条件，以及这些能源生产资产的持续运营可用性。虽然可再生能源发电项目的预期能源产量是使用长期历史数据预测的，但风能和太阳能资源受到每年和季节之间自然变化的影响。任何可再生能源发电设施的风能或太阳能资源的任何长期减少都可能导致我们的收益和现金流减少。此外，由于天气条件或其他因素造成的运营干扰或停电导致可再生发电设施效率低下或中断，也可能影响收益。
我们的资产年限不同，建造时间长达数十年，这可能会导致我们未来的检查、维护或维修成本增加。
我们的管道年代久远，历经数十年才建成。管道通常是长寿资产，管道建设和涂层技术随着时间的推移而发生了变化。根据建设时代的不同，一些资产需要更频繁的检查，这可能会导致未来的维护或维修支出增加。这些支出的任何大幅增加都可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。
竞争可能导致对我们服务的需求减少、项目机会减少或承担风险，从而导致财务业绩比预期更弱或更不稳定。
我们面临着来自竞争对手的竞争，这些运营商可以将加拿大西部的液态碳氢化合物运往加拿大、美国和国际市场，还有来自拟议中的管道的竞争，这些管道寻求进入我们目前由液体管道服务的市场。现有管道之间的竞争主要基于运输成本、获得供应的机会、服务的质量和可靠性、替代合同承运人以及是否接近市场。我们还面临着来自替代存储设施的竞争。我们的天然气输送和储存业务在天然气输送和储存方面与为我们的供应和市场领域提供服务的类似设施展开竞争。我们业务中运输的天然气与我们的客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷、燃料油和可再生能源。在我们经营的市场上，可再生能源发电业务在采购长期电力购买协议以及来自其他燃料来源方面面临竞争。我们所有业务中的竞争，包括对新项目开发机会的竞争，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生负面影响。
我们项目的执行使我们面临各种监管、运营和市场风险，这些风险可能会影响我们的财务业绩。
我们成功实施有担保的资本增长计划的能力面临风险，包括：
•能够及时以可接受的条款和条件从政府和管理机构获得或修改必要的批准和许可，并维持已发放的批准和许可，并满足其中规定的条款和条件；
•第三方反对、实物抗议、干扰或损坏我们的财产或基础设施、诉讼或增加执行和利益相关者参与的复杂性；
•项目批准后，联邦、州、省和地方法律法规的新的或递增的变化；
•劳动力、材料和设备的通胀压力降低了价格的可预测性；
•全球供应链和物流出现瓶颈，增加了材料和设备的交付时间；
•以可接受的条款和条件及时获得或续展路权或土地权；
•极端天气事件(如飓风、森林火灾、洪水)；或
•承包商或供应商的不履行、天气、地质或其他我们无法控制的因素。
这些风险中的任何一个都可能阻碍项目的进行、推迟其完成时间或增加其预期成本。
新项目可能无法实现预期的投资回报，这可能会影响我们的财务业绩和声誉，并阻碍我们获得未来项目的能力。最近经历了不同程度影响的项目包括2021年第三季度投入使用的美国L3R计划、5号线项目(隧道和改道)、德克萨斯州东部现代化、东西连接和离岸风能。有关可能影响我们的业务和财务结果的具体程序的额外讨论，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--法律和其他最新情况
利益相关者对ESG实践和气候变化的期望改变或利益相关者信任或信心的侵蚀可能会损害我们的声誉，并影响有关我们公司和行业的行动或决策，并对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。
所有部门和行业的公司都面临着利益相关者不断变化的期望或日益严格的审查，这些期望或审查涉及他们处理与其业务和利益相关者最相关的ESG事项的方法。对于能源公司来说，气候变化、安全、利益攸关方和土著关系仍然是主要的重点领域，而生物多样性等其他环境因素正在方兴未艾；改变对我们在这些领域和其他ESG领域的做法和业绩的预期可能会带来额外的成本，或造成新的或额外的风险。
我们的业务、项目和增长机会要求我们与主要利益相关者保持牢固的关系，包括当地社区、土著团体和社区以及其他直接受我们活动影响的团体，以及政府和政府机构、投资者倡导团体、机构投资者、投资基金、金融机构、保险公司和其他越来越关注ESG实践的机构。
公众对气候变化认识的提高推动了对低碳和零排放能源的需求增加。Enbridge在使其业务组合多样化以适应人们需要和想要的能源组合方面有着悠久的历史。然而，如果Enbridge的多样化太快或太慢，向低排放经济转型的速度和规模可能会构成与气候相关的转型风险。同样，能源需求的意外变化，包括对气候变化的担忧，可能会通过减少我们管道运输系统的吞吐量来影响收入。
长期以来，我们一直致力于强有力的ESG实践、业绩和报告，并于2020年底推出了一套ESG目标，以加强透明度和问责制。目标包括增加我们组织内的多样性和包容性，并在2050年前将我们运营的排放量减少到净零，公司和业务部门的行动计划与我们的战略优先事项保持一致，以适应随着时间的推移而进行的能源过渡。鉴于与气候变化相关的长期风险上升，投资界近年来也做出了努力，包括增加与企业在气候变化问题上的接触，并降低其投资组合的碳强度。如果我们无法实现温室气体减排目标，无法满足未来气候、排放或监管机构的其他报告要求，或无法满足或管理当前和未来的预期或对投资者或其他利益相关者(包括与气候变化相关的利益相关者)重要的问题，可能会对利益相关者的信任和信心、我们的声誉以及我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响，包括：
•业务损失；
•丧失获得增长机会的能力；
•项目执行出现延误；
•法律行动，例如对密歇根州和威斯康星州5号线运营的法律挑战；
•加强监管监督；
•丧失及时和按可接受的条件从政府和管理机构获得和维持必要的批准和许可的能力；
•妨碍我们及时以可接受的条件获得或续签路权或土地权的能力；
•改变投资者对石油和天然气行业或我们公司的投资情绪；
•资金和保险的获取和成本受到限制；以及
•失去聘用和留住顶尖人才的能力。
由于政府和监管机构面临越来越大的压力，我们还面临成本上升、延误、项目取消、新的限制或现有管道停止运营的风险。最近的司法裁决增加了团体在监管和法律论坛上提出索赔和反对项目的能力。除了关注特定项目影响的团体提出的问题外，我们以及能源和管道行业的其他人还面临着对石油和天然气开采以及石油和天然气产品运输的有组织的反对。
我们的预测假设可能不会像预期的那样成为现实，包括我们的扩张项目、收购和资产剥离。
我们对扩张项目、收购和资产剥离进行持续评估。规划和投资分析在很大程度上依赖于准确的预测假设，如果这些假设不能实现，财务业绩可能比预期的更低或更不稳定。本地和全球经济的波动性和不可预测性，以及成本估计、项目范围和风险评估的变化可能导致我们的利润损失。同样，市场信号的不确定性，例如我们在2020年看到的新冠肺炎疫情导致的能源成本和需求的突然和意想不到的变化，已经并可能在未来通过我们管道运输系统吞吐量的减少影响到收入。
在发生事故、自然灾害或其他危险事件时，我们的保险覆盖范围可能不足以弥补我们的损失。
我们的业务受到我们行业固有的许多危险的影响。我们的资产可能会因事故或自然灾害而遭受物理损害。这些危险还可能造成--在某些情况下已经造成--人身伤害和生命损失、财产和设备的严重损坏和破坏、污染或环境破坏，以及暂停作业。我们为我们、我们的子公司和我们的某些附属公司维持一个全面的保险计划，以减轻这些风险产生的财务影响。该计划包括保险的类型和金额以及条款和条件，这些保险通常与我们行业的惯例保险范围一致；但是，保险并不涵盖所有情况下的所有事件。
如在同一保险期间内发生多宗合计超过承保限额的可保事故，则总承保范围将根据吾等与本公司附属公司之间的保险分配协议，在本公司各实体之间公平分配。此外，即使有保险，如果任何自然灾害或其他危险事件导致运营灾难性中断，我们可能无法在没有重大中断的情况下恢复运营。
我们面临着客户的信用风险。
在我们的正常业务过程中，我们面临客户的信用风险。一般来说，我们的客户被评为投资级，否则被认为是有信用的，或者为我们提供担保，以满足信用方面的担忧。然而，我们无法预测我们的业务将在多大程度上受到经济状况恶化的影响，包括我们客户的信誉可能下降。客户付款违约如果严重，可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。
我们的风险管理政策不能消除所有风险。此外，任何不遵守我们风险管理政策的行为都可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。
我们使用金融衍生品来管理与汇率、利率、大宗商品价格和我们的股价变化相关的风险，以降低我们现金流的波动性。根据我们的风险管理政策，我们的所有金融衍生品都与标的资产、负债和/或预测交易相关，不用于投机目的。
然而，这些政策不能消除所有风险，包括未经授权的交易。虽然此活动由我们的风险管理职能独立监控，但我们不能保证我们将发现并阻止所有未经授权的交易和其他违规行为，特别是如果涉及欺诈、串通或其他故意不当行为，任何此类违规行为可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。
我们的业务需要留住和招聘一支技术熟练且多样化的员工队伍，而招聘和留住我们的员工队伍的困难可能会导致我们的业务计划无法实施。
我们的运营和管理需要留住和招聘一支熟练和多样化的员工队伍，包括工程师、技术人员和其他专业人员。我们和我们的附属公司与能源行业的其他公司以及更广泛的劳动力市场上的一些工作岗位竞争，争夺这些熟练的劳动力。如果我们无法留住现有员工和/或招聘具有类似知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。此外，我们可能会遇到留住和招聘这些专业人员的成本增加。
我们的转型项目可能无法完全达到预期的效果。
我们从2016年开始启动项目，改造各种流程、能力和报告系统基础设施，以不断提高全组织的效力和效率，并面临与这些项目相关的转型项目风险。这类项目面临转型项目风险，其中一些项目将持续到2022年以后。转型项目风险是指我们和我们的子公司实施的现代化项目由于没有充分处理与项目执行和变更管理相关的风险而不能完全交付预期结果的风险。这可能会导致负面的财务、运营和声誉影响。
在技术进步和能源转型的推动下，我们的业务正在经历重大变化，这可能会影响我们的战略计划、业务、运营或财务业绩。
我们能否成功执行我们的战略计划，包括我们在向低碳经济转型中的作用，以及实现我们的温室气体减排目标和指标，在一定程度上取决于技术(包括仍在开发中的技术)、可再生能源和其他低碳能源基础设施的创新和持续多样化，以及我们基础设施的现代化，以减少温室气体排放，所有这些都可能需要大量的资本支出和资源。与气候变化有关的公共政策可以推动对低排放技术的投资，这可能会影响我们管道运输的原油和其他液态碳氢化合物的供求。
我们的液体管道的增长速度和结果可能会直接或间接地受到大宗商品价格和政府政策的影响。
这一干预对主线系统的吞吐量影响微乎其微，因为有足够的库存来满足炼油厂客户的需求并服务于我们有利的市场。加拿大西部和全球潮水市场之间广泛的大宗商品价格基础在过去几年对生产商的净收益和利润率产生了负面影响，这主要是由于加拿大西部和北达科他州产区的管道基础设施外卖能力，这两个地区正在满负荷运营。原油价格长期处于低位的长期前景可能导致未来项目被推迟或取消。自2021年12月31日起，艾伯塔省政府取消了2018年12月实施的石油减产措施。
加拿大西部、二叠纪盆地和北达科他州巴肯地区的常规石油储量较大，周期盈亏平衡时间较短，通常不到24个月，而且下跌率很高，可以通过积极的对冲计划很好地管理，并能够对市场信号做出快速反应。因此，在价格相对较低的时期，没有对冲计划支持的钻探计划将减少，因此致密油盆地的供应增长可能会较低，这可能会影响我们管道系统的流量。
我们的能源服务、天然气输送和中游业务业绩可能会受到大宗商品价格波动的不利影响。
在我们的美国中游资产中，通过对DCP中游和Aux Sable的投资，我们从事天然气和天然气液体的收集、处理和加工业务。这些企业的财务业绩直接受到大宗商品价格变化的影响。
当机会出现时，能源服务通过利用质量、时间和位置差异来产生利润率。由于不断变化的市场状况导致的大宗商品价格下跌可能会限制保证金机会，并阻碍能源服务公司履行产能承诺的能力。
我们依赖进入短期和长期资本市场来为资本需求融资和支持流动性需求，进入这些市场的成本效益可能会受到影响，特别是如果我们或我们的评级子公司无法维持投资级信用评级的话。
我们的综合资产基础中有很大一部分是通过债务融资的。用于为投资融资的债务的到期日和偿还情况往往与资产的现金流无关。因此，我们依赖进入短期和长期资本市场作为流动性的来源，以满足运营现金流无法满足的资本需求，并为最初通过债务融资的投资提供资金。我们的优先无担保长期债务目前被多家评级机构评为投资级。如果评级机构将我们或我们被评级的子公司的评级降至投资级以下，我们的借贷成本将会上升，或许会大幅上升。因此，我们可能会被要求在未来的融资中支付更高的利率，我们潜在的投资者和资金来源可能会减少。
我们维持循环信贷安排，为各种实体的借款和/或信用证的商业票据计划提供后备。这些贷款通常包括金融契约，如果某一特定实体不遵守这些契约，该实体可能无法发行商业票据或信用证或根据循环信贷安排借款，这可能会影响现金流或限制业务。此外，如果我们的短期债务评级被下调，进入商业票据市场的机会可能会受到严重限制。尽管这不会影响我们动用信贷安排的能力，但借贷成本可能会高得多。
如果我们不能以具有竞争力的利率获得资本，我们为运营融资和实施战略的能力可能会受到影响。无法获得资本可能会限制我们寻求增强或收购的能力，否则我们可能会依赖于未来的增长。任何对附属公司信用评级产生负面影响的降级或其他事件都可能使其借款成本更高或获得资金来源更有限，进而可能增加我们以出资或贷款的形式向该等附属公司提供流动资金的需求，从而降低综合集团的流动资金和借款可获得性。
与政府监管相关的风险和法律风险
我们的许多业务都受到监管，如果不能及时获得监管部门对我们提议的项目的批准，或者失去我们现有业务所需的批准，可能会对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。
近年来，加拿大和美国影响能源公司的监管和立法的性质和程度发生了重大变化。
在加拿大，根据法案C-69于2019年8月28日生效的加拿大能源监管法案和影响评估法案的通过，增加了监管过程中的步骤，并延长了与触发联邦影响评估的新项目监管审批相关的总体时间表。不列颠哥伦比亚省的监管框架也发生了变化，包括2019年12月生效的新的环境评估法，影响省级监管的项目与联邦监管的项目类似。在美国和加拿大，管道公司继续面临来自反管道活动人士、土著和部落团体和社区、公民、环保团体和政客的反对，他们担心管道的安全或对环境的影响。在美国，几个联邦机构对旨在简化许可的法规进行了修改，包括环境保护局在2020年6月对实施《清洁水法》第401条的法规做出的修改，以及2020年7月环境质量委员会对实施《国家环境政策法》的法规进行的修订。这些规定以及美国前总统政府期间通过的许多其他规定不仅在多个法院受到挑战，而且现在已明确成为美国新政府撤销的目标，预计新一届美国政府将修改或撤销这些规定。
这些行动可能会对广泛的能源项目的批准产生不利影响。我们可能无法为我们的运营资产或开发项目获得或保持所有必要的监管批准。如果延迟获得任何所需的监管批准，如果我们未能获得或遵守这些批准，或者如果法律或法规发生变化或管理更加严格，设施的运营或新设施的开发可能会被阻止、延迟或承担额外成本。
我们的运营受到许多环境法律法规的约束，包括与气候变化和温室气体排放相关的法律和法规，以及与气候相关的披露，以及减少温室气体排放的内部倡议，遵守这些法律和法规可能需要大量资本支出，增加我们的运营成本，影响或限制我们的业务计划，或使我们承担环境责任。
我们受到许多环境法律和法规的制约，这些法规影响着我们目前和未来业务的许多方面，包括空气排放、水质、废水排放、固体废物和危险废物。
国内外政府继续评估和执行以限制温室气体排放、促进适应气候变化和向低碳经济过渡以及披露与气候有关的事项为重点的政策、立法和法规。这些政策、法律和法规在Enbridge运营所在的 联邦、州和省级有所不同，可能具有很高的变异性，并受 变化的影响。除其他因素外，国际多边协定、根据这些协定承担的义务、气候变化日益严重的实际影响、不断变化的政治和公众舆论以及针对各国政府和公司的气候相关政策的适当性所带来的法律挑战，预计将加速这些措施的执行。
Enbridge被要求遵守一些隐含和显式的碳定价机制。这些机制可能会给我们的业务战略带来与气候相关的转型风险，影响大宗商品需求和我们提供的整体能源组合。
未能遵守环境法律和法规，以及未能获得运营所需的许可，可能会导致影响我们运营资产的罚款、处罚和禁令措施的实施。此外，环境法律法规的改变或颁布新的环境法律或法规，包括与气候变化和温室气体排放有关的法律或法规，可能会导致我们遵守这些法律和法规的成本大幅增加，例如监测和报告我们的排放以及安装新的排放控制以减少排放的成本。我们可能无法将部分或全部增加的成本计入我们的管道或其他设施收取的费率中。监管或限制温室气体排放的努力也可能压低对我们运输的产品的需求。
我们可能无法为我们的运营资产或开发项目获得或保持所有必要的环境监管批准和许可。如果延迟获得任何所需的环境监管批准或许可，如果我们未能获得或遵守这些批准或许可，或者如果环境法律或法规发生变化或管理更加严格，设施的运营或新设施的开发可能会被阻止、延迟或承担额外成本。我们预计，未来我们为遵守环境法规而产生的成本可能会对我们的收益和现金流产生重大影响。
2020年11月，我们为未来制定了与温室气体减排相关的新的ESG目标。我们实现这些目标的能力取决于许多因素，包括我们通过现代化和创新减少我们运营中的排放、降低我们购买的电力的排放强度、投资于可再生能源和低碳能源以及通过碳抵消信用平衡剩余排放的能力。与我们的温室气体减排目标相关的成本可能是巨大的。还有一种风险是，实现各种温室气体减排和能源转型目标的部分或全部预期惠益和机会可能无法实现，可能需要更多成本才能实现，或者可能不会在预期的时间段内实现。同样，存在一种风险，即减排技术--如电池储存或直接空气捕获--不能像预期的那样实现，从而使减排变得更加困难。未能实现我们的排放目标可能会导致声誉受损，改变投资者对Enbridge投资的情绪，或者对获得资金和降低资本成本产生负面影响，包括与我们的可持续发展挂钩债券发行相关的处罚。
本公司的业务须遵守营运法规及其他要求，包括遵守地役权及其他土地保有权文件，如未能遵守适用的法规及其他要求，可能会对本公司的声誉、业务、营运或财务业绩产生负面影响。
运营风险涉及遵守政府、相关监管机构规定的适用运营规则和法规，或地役权或其他协议中可能发现的其他要求，这些要求为我们的运营提供了法律基础，违反这些要求可能会导致罚款、处罚、赔偿损失、运营限制(包括关闭线路)以及运营和合规成本的总体增加。我们并不拥有我们的管道、设施和其他资产所在的所有土地，我们从第三方或政府实体那里获得了建造和运营我们的管道和其他资产的权利。此外，我们的一些管道、设施和其他资产根据通行权或其他土地保有权利益穿过土著土地。我们失去这些权利可能会对我们的声誉、运营和财务业绩产生不利影响。监管机构对我们资产和运营的审查可能会增加运营成本或限制未来的项目。监管机构对违规发现采取的监管执法行动可能会增加运营成本，并对声誉产生负面影响。潜在的法规变化和法律挑战可能会对我们未来现有业务的收益和与新项目建设相关的成本产生影响。监管机构未来的行动可能与当前的预期不同，或者未来的立法变化可能会影响我们运营的监管环境。虽然我们寻求通过直接或通过行业协会就潜在的监管要求变化与各自的监管机构积极监测和咨询，并通过制定监管变化或执法行动的应对计划来降低运营监管风险，但此类缓解努力可能无效或不足。虽然我们认为，安全可靠地运营我们的资产并遵守现有法规是管理运营监管风险的最佳方法，但监管机构或其他政府官员仍有可能做出可能扰乱我们运营或对我们产生不利财务影响的单边决定。
我们的运营受到经济监管，如果我们提议的或现有的商业安排未能获得监管部门的批准，可能会对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。
我国的液体管道、输气和配气资产面临经济监管风险。广义上，经济监管风险是指政府或监管机构改变或拒绝拟议的或现有的商业安排或政策的风险，包括未来和当前运营所依赖的新的和现有的项目或协议的许可证和监管批准。我们的主线系统、其他液体管道和天然气输送资产受到各种监管机构的行动，包括CER和FERC，涉及这些管道的关税和通行费。商业安排的改变或拒绝，包括监管机构对适用许可证和费率结构的决定，或法院或监管机构对现有法规解释的变化，如关于主线合同的，可能会对我们的收入和收益产生不利影响。
我们可能会受到税率变化、采用新的美国、加拿大或国际税法或承担额外税负的影响。
我们在美国、加拿大和许多外国司法管辖区都要纳税。由于经济和政治条件，不同司法管辖区的税率可能会发生重大变化。我们的有效税率可能会受到法定税率不同的国家收益组合的变化、递延税资产和负债估值的变化、税法或其解释的变化的影响。特别是，我们预计加拿大将出台利息扣除规则，美国可能通过新的税收立法，经合组织国家将在全球范围内引入最低税率。所有这些措施都可能导致我们的实际税率提高。
我们还受到美国国税局、加拿大税务局和其他税务机关和政府机构对我们的纳税申报单和其他税务事项的审查。我们定期评估这些检查产生不利结果的可能性，以确定我们的税收拨备是否足够。不能保证这些检查的结果。如果我们的实际税率增加，特别是在美国或加拿大，或者如果我们最终确定的应缴税款超过了以前应计的金额，我们的财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。
我们卷入了许多法律诉讼，结果不确定，对我们不利的决议可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临着无数的法律诉讼。近年来，针对涉及能源行业的政府和公司的与气候和披露有关的诉讼有所增加。不能保证我们不会受到此类诉讼的影响。诉讼受很多不明朗因素影响，我们不能有把握地预测个别事件的结果。我们所涉及的一些问题的最终解决可能需要在较长时间内超出既定准备金的额外支出，以及可能对我们的财务业绩或声誉产生不利影响的一系列金额，这是合理的。请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--法律和其他最新情况讨论某些具有最新发展的法律程序。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目2.财产
第1部分介绍了我们的属性和描绘我们的液体和天然气系统位置的地图。第一项：其他业务。
一般来说，我们的系统位于他人所有的土地上，并根据私人土地所有者、第一民族、美洲原住民部落、公共当局、铁路或公用事业机构授予的地役权和通行权、许可证、租约或许可进行运营。我们的液体管道系统有泵站、储罐、终端和某些其他设施，这些设施位于我们拥有和/或根据地役权、许可证、租约或许可证由我们使用的土地上。此外，我们的天然气管道系统有天然气压缩机站，其中绝大多数位于我们拥有的土地上，其余由我们以地役权、租赁权或许可证的形式使用。
在某些情况下，Enbridge拥有的物业或附属实体的所有权可能会受到产权负担的影响。我们相信，所有这些负担都不应对这些财产的价值造成实质性的减损，也不应对它们在我们业务运营中的使用产生实质性的干扰。
项目3.法律程序
我们参与各种法律和行政诉讼，以及在正常业务过程中产生的诉讼。这些事情的结果目前还无法预测。然而，我们相信这些问题的最终解决不会对我们的财务状况、经营业绩或未来的现金流产生实质性的不利影响。请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--法律和其他最新情况讨论某些具有最新发展的法律程序。
美国证券交易委员会条例要求披露政府主管部门参与的环境法下的任何诉讼，除非注册人合理地相信这不会导致超过一定门槛的金钱制裁。鉴于我们的业务规模，我们选择使用100万美元的门槛来确定需要披露的程序。
明尼苏达州自然资源部(DNR)于2021年9月16日发布了一项行政处罚命令，原因是Clearbrook的地下水流动不受控制。在努力执行补救行动计划所要求的步骤后，地下水于2022年1月停止流动。到目前为止，我们还提供了所有必要的信息。在这件事上没有寻求有争议的案件；相反，将按照Clearbrook场地的指示支付罚款和减刑金额。另一个275万美元的代管账户正在建立中，以备将来任何可能的监测和缓解。Enbridge总共将拨出330万美元来解决这一问题。随着Clearbrook和第二个地点的工作完成，Enbridge继续与DNR合作，为最终地点制定纠正行动计划，包括对所有三个地点进行持续恢复、监测和缓解。
项目4.矿山安全披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
普通股
Enbridge普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所交易，代码为“ENB”。截至2022年2月4日，Enbridge普通股登记股东为80,754人。Enbridge普通股的持有者中有更多的人是“街头名人”或实益持有人，他们的股份由银行、经纪商和其他金融机构持有。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
本项目所需信息将包含在我们的10-K/A表格中，该表格将于2021年12月31日后120天内提交。
近期出售的未注册股权证券
没有。
发行人购买股票证券
没有。
股东总回报
下图反映了从2017年1月1日到2021年12月31日，投资于(1)安桥的100美元普通股在多伦多证交所交易的价值的比较变化，(2)S/多伦多证交所综合指数，(3)S指数，(4)我们的美国同行(包括CNP，D，DTE，DUK，EPD，ET，KMI，MMPs，NE，NI，Oke，PAA，PCG，SO，SRE和WMB)和(5)我们的加拿大同行(包括CU，FTS，PPL和TRP)。表中所列数额是假设支付股息时股息的再投资计算出来的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 1月1日，
2017 | 12月31日， |
| | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
| 安桥。 | 100.00 | | 91.20 | | 83.64 | | 108.32 | | 91.84 | | 119.50 | |
| S&P/多伦多证券交易所复合材料 | 100.00 | | 109.10 | | 99.40 | | 122.14 | | 128.98 | | 161.34 | |
| 标准普尔500指数 | 100.00 | | 121.83 | | 116.49 | | 153.17 | | 181.35 | | 233.41 | |
美国同行1 | 100.00 | | 103.37 | | 99.41 | | 121.77 | | 107.12 | | 131.86 | |
| 加拿大同行 | 100.00 | | 110.39 | | 101.93 | | 133.27 | | 110.56 | | 138.14 | |
1在图表中，假定CAD：美元的换算率在所列年份保持在1：1。
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
引言
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析是基于并应结合“前瞻性信息”和“非公认会计准则和其他财务措施”第一部分阅读。第1A项。风险因素以及我们的合并财务报表和附注，载于第二部分。项目8.财务报表和补充数据本年度报告的表格10-K。
我们的年度报告Form 10-K的这一部分讨论了2021年和2020年的项目，以及2021年和2020年的同比比较。关于2019年项目的讨论以及2020年与2019年的同比比较，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K。
最近的发展
收购Moda Midstream Operating，LLC
2021年10月12日，我们以37亿美元(30亿美元)的现金外加取决于资产表现的潜在或有付款(收购)收购了Moda Midstream Operating，LLC(Moda)。Moda在美国墨西哥湾沿岸拥有并运营着一个垂直整合的管道和存储资产原油出口系统，包括位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的EIEC。EIEC是北美最大的原油出口码头，控制着1560万桶的存储和每天160万桶的出口能力，交易量得到92.5万桶/天(KBpd)的长期按需付费船舶装载合同和1530万桶长期存储合同的支撑。此次收购符合并推进了我们的美国墨西哥湾沿岸出口战略，以及与二叠纪和鹰滩盆地低成本和长期储量的连接。
正常路线发行人投标
2021年12月31日，我们宣布多伦多证券交易所(多伦多证券交易所)已批准我们的正常进程发行人投标(NCIB)购买、注销最多31,062,331股Enbridge的已发行普通股，总金额高达15亿美元，但须遵守对单日可购买普通股数量的某些限制。
根据NCIB的购买可以通过多伦多证券交易所、纽约证券交易所(NYSE)和其他指定交易所和另类交易系统的设施进行，从2022年1月5日开始，一直持续到2023年1月4日投标到期，或者Enbridge已经获得NCIB允许的最大普通股数量或以其他方式决定不再根据NCIB进行任何进一步回购的较早日期。Enbridge可回购注销的最大普通股数量约占截至2021年12月22日已发行和已发行普通股的1.53%。
主线系统承包
2019年12月19日，我们向加拿大能源监管机构(CER)提交了在我们的加拿大主线系统上实施合同的申请。2021年11月26日，CER驳回了这项申请，理由是，除其他外，拟议的承包将导致访问加拿大主线的重大变化，并可能在没有令人信服的理由的情况下对一些托运人和非托运人造成不公平的结果。
我们目前正在与客户和其他利益攸关方探讨替代方案，其中可能包括：修改和延长竞争性通行费结算(CTS)、新的奖励费率制定协议或服务成本费率制定结构。任何通过谈判达成的解决方案在实施之前都需要得到CER的批准。
根据于2021年6月30日到期的《通行证》的条款，2021年6月30日生效的通行费将继续以临时方式征收，但须视适用于过渡期的最终确定和调整而定。
天然气输送与中游运价研究进展
德克萨斯州东部传输
德克萨斯东部传输，LP(德克萨斯东部)于2021年7月30日提起费率诉讼。2021年8月31日，联邦能源管理委员会(FERC)发布了一项命令，驳回了2021年7月30日的全部申请，指出申请中拟议的美国联邦所得税税率是未知和不可衡量的(“2021年8月命令”)。此外，2021年8月31日的命令指示德克萨斯东航提出理由，证明其预订费用计入过程符合FERC政策。
作为对2021年8月命令的回应，2021年9月30日，德克萨斯东部回应了证明原因指令，并使用当前的美国联邦所得税税率提起了新的税率诉讼。2021年10月29日，FERC发布了一项命令，接受和暂停关税记录，条件是退款，并为2021年9月30日提交的新费率案件建立听证程序。
德克萨斯东航也申请对2021年8月的命令进行重审。2022年1月20日，FERC发布了一项“关于重新审理和部分撤销先前命令所提出的论点的命令”(“2022年1月命令”)。2022年1月的命令搁置了2021年8月的命令，并接受并暂停了德克萨斯东航提出的费率在2022年2月1日提出动议后生效的初始费率案件，但取决于退款、条件和听证程序的结果。此外，2022年1月的命令指示德克萨斯州东航在申请动议暂停税率生效时，取消其拟议的所得税调整，并在计算税率时包括实际税率。
最后，FERC将是否合并两个费率案件的程序留给首席行政法法官自由裁量权。
田纳西州东部
东田纳西天然气有限责任公司(ETNG)在2020年第二季度提起费率诉讼，并于2021年4月与托运人达成原则协议。《规定和协议》于2021年5月21日提交，FERC于2021年9月10日批准，并于2021年11月1日生效。
马里亚斯和东北管道
MariTimes&东北管道的美国部分在2020年第二季度提起费率诉讼，并于2020年12月与托运人达成原则协议。《规定和协议》于2021年2月17日提交，FERC于2021年4月30日批准，并于2021年6月1日生效。2021年12月，CER批准了马里泰斯和东北管道加拿大部分的临时费率，自2022年1月1日起生效，该费率基于2022-2023年和解协议中谈判的2022年费率，并得到托运人的一致支持。CER预计将在2022年第一季度就2022-2023年和解协议做出决定。
联盟渠道
Alliance Pipeline的美国部分在2020年第二季度提起费率诉讼，并于2021年1月与托运人达成原则协议。《规定和协议》于2021年3月31日提交，FERC于2021年7月15日批准，并于2021年9月1日生效。
不列颠哥伦比亚省(BC)管道
我们BC管道系统的和解协议于2021年12月到期。CER已经批准了BC管道2022年的临时通行费，和解协议谈判正在进行中，预计将在2022年上半年达成协议。
气体分配和储气率应用
2021年费率申请
Enbridge Gas Inc.的S(Enbridge Gas)费率申请分两个阶段提交。作为2020年11月发布的安大略省能源局(OEB)决定和命令的一部分，2021年费率申请(2021年申请)的第一阶段(不包括通过增量资本模块(ICM)机制申请的2021年资本投资资金)临时获得批准，自2021年1月1日起生效。通过随后于2021年6月发布的OEB费率命令，2021年申请第二阶段获得批准，包括为2021年申请的ICM金额中的1.24亿美元提供资金，自2021年7月1日起生效，并最终确定了2021年生效的临时费率。2021年的申请是五年任期的第三年，是根据Enbridge Gas OEB批准的价格上限激励法规(IR)费率设定机制的参数提交的。
2022年费率申请
2021年6月，Enbridge Gas向OEB提交了2022年费率设定申请的第一阶段(2022年申请)。2022年的申请是根据Enbridge Gas OEB批准的价格上限IR费率设定机制的参数提交的，该机制代表了五年任期的第四年。2021年10月，OEB批准了一项第一阶段和解提案和临时利率命令，自2022年1月1日起生效。2022年申请的第二阶段涉及ICM资金要求，已于2021年10月提交，牛津英语局预计将在2022年第二季度做出决定。
最新融资情况
在截至2021年12月31日的一年中，我们完成了总计39亿美元和32亿美元的长期债务发行，包括2021年6月首次发行10亿美元的12年期可持续发展相关优先票据和2021年9月首次发行11亿美元的加拿大12年期可持续发展相关中期票据。我们续签了约80亿美元的五年期信贷安排，将到期日延长至2026年7月。我们还将364天可延长信贷安排中的约100亿美元延长至2022年7月，其中包括一年期限至2023年7月的条款。
我们的2021年融资活动与下文所述的资产货币化活动相结合，提供了大量的流动性，我们预计，如果市场准入受到限制或定价缺乏吸引力，我们将能够为当前的资本项目组合提供资金，而不需要在未来12个月进入资本市场。参考流动性与资本资源.
2022年1月19日，我们完成了7.5亿美元的非看涨10年期固定与固定次级债券的私募发行，这些债券将于2082年1月19日到期。此次发行的净收益将用于赎回优先股，按面值于2022年3月1日赎回第17系列优先股。
2022年2月10日，我们续签了我们的三年期10亿美元可持续发展相关信贷安排，将到期日延长至2025年7月。
信用评级行动
2021年6月1日，穆迪投资者服务公司(穆迪)将安桥的信用评级，包括我们的高级无担保评级和发行人评级，从Baa2上调至Baa1。穆迪还上调了我们子公司的信用评级：Enbridge Energy Partners，L.P.(EEP)，Enbridge Energy Limited Partnership(EELP)，Spectra Energy Partners，LP(SEP)和Texas East。所有五家实体的前景都是稳定的。
能量转换
鉴于我们对低碳投资和能源转型的重视，我们成立了一个专门的新能源技术团队。该团队将扩展我们在过去20年中在可再生能源投资方面建立的能力，并将在我们的业务部门中确定优先事项和协调战略。该小组还将发展新的伙伴关系，使其能够获得新技术、补充资产和技能。
2021年期间，艾伯塔省太阳能一号和海德勒斯堡太阳能自力发电项目投入使用。我们还在威斯康星州、伊利诺伊州、宾夕法尼亚州、肯塔基州、俄亥俄州和明尼苏达州启动了另外10个太阳能自力发电项目的建设进程，这些项目总共能够产生超过97兆瓦的零排放电力。这些项目将为我们的液体和天然气管道路权提供清洁电力，并支持范围1和2的排放目标。
资产货币化
法国爱丽安海事集团
2021年3月18日，我们向加拿大养老金计划投资委员会(CPP Investments)出售了一家持有我们在Eolien Sea France SAS(EMF)50%权益的实体49%的股份。CPP投资公司将为他们在所有正在进行的未来开发资本中的49%份额提供资金。通过对EMF的投资，我们拥有三个法国海上风电项目的股权，包括Saint-Nazaire(25.5%)、FéCamp(17.9%)和Calvados(21.7%)。Calvados离岸风能项目于2021年2月做出了积极的最终投资决定，所有三个项目现在都被认为是商业担保的，正在建设中。
Noverco Inc.
2021年12月30日，我们以11亿美元的现金将我们在Noverco Inc.(Noverco)的38.9%非经营性少数股权出售给Trencap L.P.。
行动的结果
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元，每股除外) | | | |
未计利息、所得税和折旧及摊销前的部门收益1 | | | |
| 液体管道 | 7,897 | | 7,683 | | 7,681 | |
| 输气与中游 | 3,671 | | 1,087 | | 3,371 | |
| 天然气的分配和储存 | 2,117 | | 1,748 | | 1,747 | |
| 可再生能源发电 | 508 | | 523 | | 111 | |
| 能源服务 | (313) | | (236) | | 250 | |
| 淘汰和其他 | 356 | | (113) | | 429 | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1 | 14,236 | | 10,692 | | 13,589 | |
| 折旧及摊销 | (3,852) | | (3,712) | | (3,391) | |
| 利息支出 | (2,655) | | (2,790) | | (2,663) | |
| 所得税费用 | (1,415) | | (774) | | (1,708) | |
应占非控股权益和可赎回非控股权益的收益 | (125) | | (53) | | (122) | |
| 优先股股息 | (373) | | (380) | | (383) | |
| 普通股股东应占收益 | 5,816 | | 2,983 | | 5,322 | |
| 普通股每股收益 | 2.87 | | 1.48 | | 2.64 | |
| 稀释后每股普通股收益 | 2.87 | | 1.48 | | 2.63 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
普通股股东应占收益
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
普通股股东应占收益因某些不寻常、罕见或其他非经营因素而增加了22亿美元，主要原因如下：
•2021年非现金未实现净收益5300万美元(税后4000万美元)，而2020年未实现净亏损1.22亿美元(税后9200万美元)，反映用于管理运输和储存交易盈利能力以及管理商品价格变动风险敞口的衍生品重估；
•在项目合作伙伴决定停止开发后，我们在PennEast管道项目的投资在2021年减值亏损1.11亿美元(税后8300万美元)，相比之下，我们在东南供应头(SESH)和Steckman Ridge，LP(Steckman)的投资在2020年总共减值亏损6.15亿美元(税后4.52亿美元)；
•出售我们在Noverco的投资获得3.03亿美元(税后2.98亿美元)的收益；
•2021年员工遣散、过渡和转型成本为1.47亿美元(税后1.12亿美元)，而2020年为3.39亿美元(税后2.56亿美元)，主要与我们在2020年第二季度提供的自愿裁员计划有关；
•2021年，我们在DCP Midstream，LLC(DCP Midstream)的投资账面价值没有17亿美元(税后13亿美元)的非现金减值3.24亿美元的损失(税后2.44亿美元)由于我们在DCP Midstream确认的资产和商誉减值中的份额，这两项都是在2020年确认的及
•2021年没有2020年记录的1.59亿美元(税后1.19亿美元)亏损，以反映德克萨斯东部费率案的和解，该案件重新确立了先前于2018年12月取消的超额累积递延所得税(EDIT)监管负债；部分抵消了
•2021年非现金、未实现衍生工具公允价值净收益为1.97亿美元(税后1.5亿美元)，而2020年净收益为8.56亿美元(税后6.46亿美元)，反映用于管理外汇风险的衍生品金融工具按市值计价的净收益和亏损。
上文讨论的非现金、未实现衍生工具公允价值收益和亏损通常是为缓解利率、外汇和大宗商品价格风险而实施的全面长期经济对冲计划的结果。该计划通过确认用于对冲这些风险的金融衍生工具的未实现非现金收益和损失，造成报告的短期收益的波动性。从长期来看，我们相信我们的对冲计划支持可靠的现金流和股息增长，这是我们的投资者价值主张所基于的。
在考虑上述因素后，普通股股东应占收益的剩余6.57亿美元增长主要由以下重要业务因素解释：
•我们的液体管道部门做出了更大的贡献，这是由于2021年第四季度3号线运力的增加以及更高的主线国际联合关税(IJT)基准通行费带来的运量增加，但部分抵消了对2021年7月1日至2021年12月31日期间运输的桶确认针对临时主线IJT的拨备；
•由于费率和客户基础的增加，我们的天然气分销和储存部门的收益增加；
•我们在天然气传输和中游的Aux Sable和DCP Midstream合资企业的股权收益更高；以及
•由于短期借款的有利利率，以及美元货币走弱对美元计价债务利息支付的换算产生积极影响，2021年前九个月的利息支出较低。
上述业务因素被以下因素部分抵消：
•我们能源服务部门的收益减少，原因是某些市场的位置和质量差异显著压缩，市场现货溢价导致存储机会减少，2021年2月美国中西部经历的主要冬季风暴造成的不利影响，以及能源服务拥有运力义务的设施实现有利可图的运输利润率的机会减少；
•与2020年同期相比，2021年以较低的平均汇率将美元EBITDA折算为加元的净不利影响；
•2021年没有确认2020年德克萨斯东部的费率和解收入，但由于2020年德克萨斯东部系统没有压力限制而增加的收入部分抵消了这一点；以及
•在整个2021年投入使用的新资产的折旧费用增加，包括第四季度初投入使用的美国L3R计划和10月中旬收购的EIEC。
收入
我们的收入主要来自三个来源：运输和其他服务、天然气分销销售和商品销售。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，运输和其他服务收入分别为162亿美元、162亿美元和166亿美元，分别来自我们的原油和天然气管道运输业务，还包括我们的可再生能源和发电资产组合的发电收入。对于在市场安排下运营的运输资产，收入是由运输量和相应的运输服务收费推动的。对于按按需或付费合同运营的资产，收入反映了基础服务或能力合同的条款。对于受利率管制的资产，收入是根据监管机构制定的通行费收取的，在大多数基于服务成本的安排中，收入反映了我们提供服务的成本加上监管机构批准的回报率。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，天然气分销销售收入分别为40亿美元、37亿美元和42亿美元，确认方式与监管机构规定的基本费率设定机制一致。天然气分销业务产生的收入主要由交货量推动，交货量随天气、客户构成和利用率以及监管机构批准的费率而变化。天然气的成本通过费率转嫁给客户，由于其流动的性质，最终不会影响收益。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，大宗商品销售收入分别为269亿美元、193亿美元和293亿美元，主要来自我们的能源服务业务。能源服务包括同时购买和销售原油、天然气、电力和天然气液体(NGL)以产生利润率，这通常只占总收入的一小部分。虽然这些业务产生的销售收入受到大宗商品价格的影响，但净利润率和收益对大宗商品价格相对不敏感，反映的活动水平是由地点、等级和时间点之间的大宗商品价格差异推动的，而不是绝对价格。任何剩余的大宗商品保证金风险都受到密切监控和管理。这些业务的收入取决于活动水平，活动水平因市场状况和大宗商品价格的不同而不同。
我们的收入还包括与外汇和大宗商品价格合约相关的未实现衍生工具公允价值收益和亏损的变化，这些合约用于管理汇率和大宗商品价格变动带来的风险敞口。按市值计价会计在短期内会造成波动性并影响收入的可比性，但我们相信，从长期来看，经济对冲计划支持可靠的现金流。
业务细分
液体管道
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧前的收益和 摊销1 | 7,897 | | 7,683 | | 7,681 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
由于某些不寻常、罕见或其他非营运因素，EBITDA受到3.35亿美元的负面影响，主要原因是2021年的非现金未实现收益为1.2亿美元，而2020年的未实现收益为5.45亿美元，反映用于管理外汇风险的衍生金融工具按市值计价的净收益和亏损。
上述因素被以下因素部分抵消：
•2021年财产税和解收据5700万美元，涉及明尼苏达州2012至2018纳税年度财产税上诉的决议；以及
•2021年未计入2020年确认的3,000万美元资产减值损失。
在考虑上述因素后，剩余的5.49亿美元增加主要由以下因素解释：
•主线系统(不含格雷特纳)2021年平均吞吐量为280万桶/日，而2020年为260万桶/日，原因是随着经济继续从新冠肺炎大流行的影响中复苏，对原油和相关产品的需求反弹；
•2021年10月投入使用的增量L3R产能进一步支持需求增长，并从2021年10月开始实施每桶0.93美元的全额L3R附加费，而加拿大的L3R计划每桶0.20美元；
•2021年，我们主线系统的IJT基准通行费平均为4.27美元，而2020年为4.24美元；
•更高的外汇对冲利率，用于锁定以美元计价的加拿大主线收入；以及
•在产量增加的推动下，我们对Seaway原油管道系统的投资带来了更高的股权收入。
上述积极的商业因素被以下因素部分抵消：
•确认第四季度针对2021年7月1日至2021年12月31日期间装运的桶的临时干线国际海运公司的拨备；以及
•2021年与2020年相比，以较低的平均汇率将美元EBITDA折算为加元的净不利影响。
输气与中游
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1 | 3,671 | | 1,087 | | 3,371 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
EBITDA受到26亿美元的积极影响，原因是某些不寻常、罕见或其他非运营因素，主要由以下几个方面解释：
•在项目合作伙伴决定停止开发后，我们在PennEast管道项目的投资在2021年减值亏损1.11亿美元，而我们在SESH和Steckman的投资在2020年总共减值亏损6.15亿美元；
•2021年我们在DCP Midstream的投资的账面价值没有17亿美元的非现金减值，以及我们在DCP Midstream确认的资产份额和商誉减值造成的3.24亿美元的亏损，这两项都是在2020年确认的；
•2021年没有2020年记录的1.59亿美元亏损，以反映德克萨斯东部费率案和解，该和解重新确立了之前于2018年12月取消的编辑监管责任；部分抵消了
•2021年股权收益的负面影响为4400万美元，而2020年的积极影响为2200万美元，这与我们的权益法被投资人DCP Midstream中的衍生金融工具按市值计价的变化有关。
在考虑上述因素后，我们看到EBITDA减少了4500万美元，这主要是由以下业务因素解释的：
•与2020年同期相比，2021年以较低的加元兑美元平均汇率换算美元EBITDA的净不利影响；以及
•2021年没有确认2020年的收入，这与从德克萨斯东部托运人那里收取的临时费率的结算有关，追溯到2019年6月1日。
上述因素被以下积极因素部分抵消：
•大宗商品价格上涨，受益于我们的Aux Sable和DCP Midstream合资企业的股权收益；
•由于2020年德克萨斯州东部系统没有压力限制，收入增加；以及
•大西洋大桥第三阶段项目自2021年1月开始运营后的整整一年的捐款。
气体的分配和储存
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1 | 2,117 | | 1,748 | | 1,747 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
EBITDA受到3.38亿美元的积极影响，原因是某些不寻常、罕见或其他非运营因素，主要原因如下：
•出售我们在Noverco的投资获得3.03亿美元的收益；以及
•2021年非现金未实现收益为1,400万美元，而2020年为亏损1,000万美元，反映用于管理外汇风险的衍生金融工具按市值计价的净收益和亏损。
在考虑到上述积极因素后，剩余的3100万美元增长主要是由以下重要业务因素解释的：
•由于费率和客户基础的增加而导致分销费用增加；以及
•更高的存储收入，主要与存储优化活动有关。
上述积极的商业因素被以下因素部分抵消：
•运营和行政成本上升，主要与运营、管道完整性和安全成本有关；以及
•与费率中包含的正常天气预报相比，2021年和2020年的天气都较暖，对这两年的EBITDA都产生了负面影响。2021年比正常天气温暖，对2021年EBITDA造成了大约5500万美元的负面影响，而2020年比正常天气温暖，对2020年EBITDA产生了大约3300万美元的负面影响。
可再生能源发电
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1 | 508 | | 523 | | 111 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
EBITDA受到了1500万美元的负面影响，主要原因是以下重要的商业因素：
•加拿大和美国风力设施中较弱的风资源以及2021年2月德克萨斯州冬季风暴的影响；以及
•2021年加拿大某些风电设施因运营商变更而未收到2020年的补偿；部分抵消
•出售持有我们在EMF中50%权益的实体49%的权益。
能源服务
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)1 | (313) | | (236) | | 250 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
能源服务的EBITDA取决于市场状况，一个时期取得的结果可能不代表未来时期将取得的成果。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
由于某些不寻常、罕见或其他非营业因素，EBITDA受到1.64亿美元的积极影响，主要原因是2021年的非现金未实现净收益为5300万美元，而2020年为亏损1.22亿美元，反映用于管理运输和存储交易的盈利能力以及管理大宗商品价格变动风险的衍生品的重估。
在考虑到上述积极因素后，剩余的2.41亿美元的减少主要是由以下重要的业务因素造成的：
•某些市场的区位和质量差异显著缩小；
•与2020年有利的存储机会相比，由于市场现货溢价，2021年的存储机会有限；
•在能源服务承担运力义务的设施上实现有利可图的运输利润率的机会减少；以及
•2021年2月，美国中西部地区遭受了主要冬季风暴的不利影响。
淘汰和其他
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)1 | 356 | | (113) | | 429 | |
1非公认会计准则财务衡量标准。
抵销和其他包括没有分配给业务部门的运营和行政成本以及外汇对冲结算的影响。抵销和其他还包括新业务开发活动和公司投资的影响。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
由于某些不寻常、罕见或其他非运营因素，EBITDA受到2400万美元的积极影响，主要原因如下：
•2021年员工遣散费、过渡和转型成本为8700万美元，而2020年为2.79亿美元，主要与我们在2020年第二季度提供的自愿裁员计划有关；
•2021年未发生2020年与确认公司担保义务有关的7400万美元非现金损失；以及
•2021年未出现2020年因对新兴能源和其他技术的某些投资减记而损失4 300万美元；部分抵消
•2021年的非现金未实现收益为5500万美元，而2020年的收益为3.18亿美元，反映了用于管理外汇风险的衍生金融工具按市值计价的变化产生的公允价值净收益和亏损。
在考虑上述因素后，剩余的4.45亿美元增长主要是由于我们的企业范围外汇风险管理计划下的结算相关的已实现收益，这大大抵消了我们业务部门业绩中已实现的外币风险敞口。
增长项目--商业担保项目
下表汇总了我们按业务部门组织的商业担保项目的状况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | Enbridge的所有权权益 | 估计数
资本 成本1 | 支出
迄今2 | 状态2 | 预期
服务中
日期 |
| (除非另有说明，否则为加元) | | | | |
| 液体管道 | | | | |
| 1. | 美国3号线更换计划 | 100 | % | 40亿美元 | 41亿美元 | 完成 | 在职 |
| 2. | 南向通道扩建 | 100 | % | 5亿美元 | 5亿美元 | 完成 | 在职 |
| 3. | 其他-美国 | 100 | % | 1亿美元 | 1亿美元 | 完成 | 在职 |
| 输气与中游 | | |
| 4. | T-South可靠性与扩展计划 | 100 | % | 10亿美元 | 9亿美元 | 完成 | 在职 |
| 5. | 云杉岭项目 | 100 | % | 4亿美元 | 4亿美元 | 完成 | 在职 |
| 6. | 德克萨斯州东部的现代化 | 100 | % | 4亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 施工前 | 2024 - 2026 |
| 7. | 阿巴拉契亚进入市场II | 100 | % | 1亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 施工前 | 2025 |
| 8. | 其他-美国3 | 五花八门 | 6亿美元 | 4亿美元 | 不同阶段 | 2021 - 2023 |
| 气体的分配和储存 | | | | |
| 9. | 系统增强项目4 | 100 | % | 4亿美元 | 1亿美元 | 不同阶段 | 2021 - 2023 |
| 10. | 存储增强功能 | 100 | % | 1亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 在建工程 | 2H - 2022 |
| 11. | 天然气扩建计划5 | 100 | % | 1亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 施工前 | 2022 - 2027 |
| 可再生能源发电 | | |
| 12. | 东西结合线 | 25.0 | % | 2亿美元 | 2亿美元 | 在建工程 | 1H - 2022 |
| 13. | 太阳能自力发电项目6 | 100 | % | 2亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 施工前 | 2022 - 2023 |
| 14. | 法国圣纳泽尔海上风电项目7 | 25.5 | % | 9亿美元 | 5亿美元 | 在建工程 | 2H - 2022 |
| (6亿欧元) | (3亿欧元) |
| 15. | 普罗旺斯大型浮式海上风电项目8 | 25.0 | % | 1亿美元 | 到目前为止没有重大支出 | 施工前 | 2023 |
| (1亿欧元) |
| 16. | FéCamp离岸风能项目9 | 17.9 | % | 7亿美元 | 3亿美元 | 在建工程 | 2023 |
| (5亿欧元) | (2亿欧元) |
| 17. | 卡尔瓦多斯海上风能项目9 | 21.7 | % | 9亿美元 | 1亿美元 | 施工前 | 2024 |
| (6亿欧元) | (1亿欧元) |
1这些数额是估计数字，可能会因应各种因素而向上或向下调整。在适当的情况下，金额反映了我们在合资项目中的份额。
2迄今的支出反映了从项目开始到2021年12月31日发生的累计支出总额。
3包括耗资1亿美元的德克萨斯州东米德尔塞克斯扩建项目于2021年9月投入使用，以及耗资1亿美元的卡梅伦扩建项目于2021年11月投入使用。
4包括价值1亿美元的伦敦线更换项目，该项目于2021年12月投入使用。估计基本建设费用总额包括预计于2022年完成的场地修复工作。
5代表天然气扩建计划(该计划)的第二阶段，估计的资本成本是扣除我们预计从安大略省政府获得的最高资金援助后得出的。预计在职日期是休假建造所需经费的预计完成日期。
6Self-Power项目包括沿我们的液体和天然气传输系统的太阳能自力发电项目。所有10个项目都将设在现有的泵站和/或压缩机站。
7反映了将持有我们在EMF中50%权益的实体49%的股份出售给CPP Investments，该实体于2021年第一季度完成。我们的股权贡献为1.5亿美元，项目的其余部分通过无追索权的项目级债务融资。
8反映将持有我们在Provence Grand Large 50%权益的实体的50%出售给CPP Investments。我们的股权出资为0.05亿美元，项目的其余部分通过每个项目的无追索权项目级债务融资。
9每个项目都反映了将持有我们在EMF中50%权益的实体49%的股份出售给CPP Investments，该实体于2021年第一季度完成。我们的股权贡献为1亿美元，项目的其余部分通过无追索权的项目级债务融资。
与发展项目的开发和完成有关的风险在第一部分中描述。第1A项。 风险因素。
液体管道
2021年，以下有商业保障的增长项目投入使用：
•美国3号线更换计划-更换北达科他州内切和威斯康星州苏必利尔市之间的现有3号线原油管道现已完成并投入使用。美国L3R计划支持主线系统的安全性和操作可靠性，增强了系统灵活性，并使我们能够优化主线上的吞吐量。美国L3R计划恢复了760kbpd的原始能力，使主线系统的总操作能力达到约3.1mbpd。
•南向通道扩建-将我们现有的Southern Access原油管道从每天996kbpd扩大到大约1200kbpd。
输气与中游
2021年，以下有商业保障的增长项目投入使用：
•大西洋大桥第三期-扩建阿尔冈昆天然气传输系统，每天向新英格兰地区输送1.33亿立方英尺(Mmcf/d)天然气。大西洋大桥第三期也是最后一期于2021年1月全面开始运营，韦茅斯压缩机站上线。
•T-South可靠性与扩展计划-西海岸BC管道在卑诗省南部的天然气管道扩建，提供更好的压缩机可靠性和大约190 Mmcf/d的额外能力，进入美国/加拿大边境的Huntington/Sumas市场。
•云杉岭项目-西海岸BC管道在卑诗省北部的天然气管道扩建。该项目提供高达402 Mmcf/d的额外能力。
以下商业担保的增长项目目前处于建设前阶段：
•德克萨斯州东部现代化第二阶段-该计划是对宾夕法尼亚州和新泽西州的压缩设施进行现代化改造，以提高我们德克萨斯州东部系统多个地点的安全性和可靠性，并减少相关的温室气体排放。该计划将在2024年开始的几年内分阶段完成。
•阿巴拉契亚进入市场II-扩建工程旨在从2025年底开始，在德克萨斯州东部管道上，从宾夕法尼亚州西南部的阿巴拉契亚供应盆地向新泽西州现有的当地分销公司客户每天提供55MDth。该项目是对德克萨斯东部公司在宾夕法尼亚州现有设施的棕地扩建和升级。
气体的分配和储存
以下有商业保障的增长项目于2021年投入使用：
•系统增强项目-伦敦线更换项目取代了两条现有的统称为伦敦线的管道，并包括在安大略省南部建造约90.5公里长的天然气管道和附属设施。
以下商业担保的增长项目目前正处于不同的建设阶段：
•系统增强项目-湖滨吉卜林奥沙瓦环路(KOL)替换项目是多伦多市湖滨大道沿线KOL樱桃至巴瑟斯特段约4.5公里天然气管道和附属设施的替换项目。圣洛朗渥太华北置换项目是对渥太华市内约16公里长的天然气管道进行置换。该项目的前两个阶段已经完成。3期和4期约为11.4公里长的管道。
•存储增强功能-存储增强是一个更大的三角洲加压项目的一部分，该项目旨在提高Enbridge Gas存储设施的交付能力和存储容量。额外的交付能力和存储容量将作为Enbridge Gas不受监管的存储组合的一部分出售。
•天然气扩建计划-该计划是根据2018年《获得天然气法案》创建的，目的是帮助将获得天然气的机会扩大到安大略省目前无法获得天然气分配系统的地区。使用在计划的第二阶段，我们将提供高达2.14亿美元的资金援助，在安大略省各地实施25个社区扩建和两个经济发展项目。
可再生能源发电
以下商业担保的增长项目目前正处于不同的建设阶段：
•东西结合线-一个输电项目，将平行连接Wawa变压器站和安大略省桑德湾附近的Lakehead变压器站的现有双回路230千伏输电线路，包括在安大略省马拉松中途的连接。
•太阳能自力发电项目-威斯康星州、伊利诺伊州、宾夕法尼亚州、肯塔基州、俄亥俄州和明尼苏达州正在开发的10个太阳能自力发电项目，综合估计零排放发电能力为97兆瓦。这些项目将直接为我们的液体和天然气管道通行权提供清洁电力。
•法国圣纳泽尔海上风电项目-一个位于法国西海岸外的风力发电项目，预计将产生约480兆瓦的电力。项目收入由一份为期20年的固定价格购电协议(PPA)支持，并增加了电力生产保护。
•普罗旺斯大型浮式海上风电项目-法国南部海岸外的一个浮动海上风力设施，该设施于2021年获得资金，并继续准备陆上建设，预计将产生约24兆瓦的电力。项目收入以20年固定价格购买力平价为基础。
•FéCamp离岸风能项目– 位于法国西北海岸外的一个海上风力发电项目，预计将产生约500兆瓦的电力。项目收入以20年固定价格购买力平价为基础。
•卡尔瓦多斯海上风能项目– 位于法国西北海岸外的一个海上风力发电项目，预计将产生约448兆瓦的电力。项目收入由一份为期20年的固定电价购电协议支撑。
其他已宣布的在建项目
我们已经宣布了以下项目，但尚未满足我们被归类为商业担保的标准：
液体管道
•海港石油码头项目-海港石油码头(Spot)项目包括陆上和海上设施，包括一个位于德克萨斯州布拉索里亚县海岸约30英里处的固定平台。Spot的设计能力是以每小时约85,000桶的速度装载超大型原油运输船，即每天高达约200万桶。与Enterprise Products Partners，L.P.一起，我们宣布了共同开发和营销Spot的意图，我们将努力敲定股权参与协议。该协议将允许我们购买Spot的所有权权益，但Spot必须获得深水港口许可证。
•恩布里奇休斯顿石油码头-该码头预计将具有高达1500万桶的最终存储能力，可以从北美所有主要生产盆地获得原油，并将与Seaway原油管道系统完全集成，以便将来能够进入休斯顿地区的炼油厂、现有的出口设施、现货项目和其他设施。
输气与中游
•里约热内卢石油管道-里约布拉沃管道旨在每天从Agua Dulce供应区向下一个十年公司位于德克萨斯州布朗斯维尔港的里奥格兰德液化天然气(LNG)出口设施输送多达45亿立方英尺(Bcf/d)的天然气。我们已经与下一个十年签署了一项先例协议，根据该协议，我们将在下一个十年为里约热内卢布拉沃管道向里约格兰德河液化天然气出口设施提供稳定的运输能力，期限至少为20年。管道的建设将取决于里奥格兰德液化天然气出口设施的最终投资决定。
•山脊线扩建项目机遇– 我们正在研究ETNG系统的潜在扩展，该系统将为田纳西河谷管理局(TVA)提供额外的天然气，以支持更换现有的燃煤发电厂，因为它继续将发电结构转变为低碳燃料。该拟建工厂的环境审查范围程序已经开始；TVA于2021年6月15日在联邦登记册上发布了意向通知，以启动其审查程序。几个替代即将退役的燃煤发电的选择将在TVA的环境影响声明(EIS)中进行评估。如果通过TVA的审查，选择建设联合循环工厂的现场天然气选项，我们将实现东田纳西系统所需的扩建。ETNG的拟议项目将包括主要沿着ETNG系统安装额外的管道，在仪表后面安装一个电动压缩机站和太阳能设施，以及其他有助于将温室气体排放降至最低的设计特点。如果TVA的环境评估确定建造现场联合循环工厂的天然气解决方案是最佳供应来源，并且等待所有必要许可的批准和接收，管道的建设将于2025年开始，目标投入使用日期为2026年秋季。
•跨谷扩建工程– 2022年1月10日，我们与德克萨斯州LNG Brownsville LLC(德克萨斯州LNG)签署了一项先例协议，根据该协议，通过扩建我们的Valley Crossing管道，我们将为德克萨斯州布朗斯维尔港拟建的LNG液化和出口设施提供0.72 bcf/d的稳固运输能力，为期至少20年。管道的扩建将取决于德克萨斯州液化天然气出口设施的最终投资决定。
•德克萨斯州东部威尼斯扩建项目-将德克萨斯州东部的40号线从现有的New Roads压缩机站逆转并扩展到一个新的交货点，拟议中的Gator Express管道就在德克萨斯州东部的Larose压缩机站以南。该项目预计将向Venture Global拟议中的位于路易斯安那州Plaquemine Parish的Plaquemines液化天然气出口设施提供1.26 bcf/d的原料气。扩建将取决于Plaquemines液化天然气出口设施达成最终投资决定。
我们还有一系列正在开发中的其他项目，这些项目尚未取得进展。
流动资金和资本资源
保持财政实力和灵活性对我们的增长战略至关重要，特别是考虑到目前已确定或正在开发的资本项目的数量和规模都很大。从资本市场获得及时融资可能受到我们无法控制的因素的限制，这些因素包括但不限于北美内外的经济和政治事件导致的金融市场波动。为了降低此类风险，我们积极管理财务计划和战略，以确保我们保持足够的流动性，以满足日常运营和未来的资本需求。在短期内，我们一般预计将利用来自业务的现金以及商业票据发行和/或信贷安排提取以及资本市场发行的收益为到期负债提供资金，为资本支出提供资金，为债务偿还提供资金，并支付普通股和优先股股息。我们的目标是通过与多元化银行和金融机构提供承诺的信贷安排来保持充足的流动性，使我们能够在大约一年的时间内为所有预期需求提供资金，而无需进入资本市场。
在正常业务过程中产生的重大合同义务主要包括长期合同、年度债务到期日和相关利息义务、通行权和租赁。见第II部分。项目8.财务报表和补充数据--附注18--债务和附注27--租赁截至2021年12月31日，与债务和租赁有关的未偿还金额。
长期合同是我们签署的购买服务、管道和其他材料的合同，总额达59亿美元，预计将在未来五年内支付。长期合同还包括以下购买义务：天然气运输和储存合同、公司能力付款和天然气购买承诺、运输、服务和产品购买义务以及电力承诺。
我们的融资计划会定期更新，以反映不断变化的资本要求和金融市场状况，并确定各种潜在的债务和股权融资替代来源。我们目前的融资计划不包括发行任何额外的普通股。2022年1月19日，我们完成了7.5亿美元的非看涨10年期固定与固定次级债券的私募发行，这些债券将于2082年1月19日到期。此次发行的净收益将用于赎回优先股，按面值于2022年3月1日赎回第17系列优先股。
资本市场准入
我们确保在市场条件允许的情况下随时进入资本市场，方法是维持搁置招股说明书，允许在市场条件有吸引力时发行长期债务、股权和其他形式的长期资本。根据我们的融资计划，我们在2021年完成了以下长期债务发行，总额分别为39亿美元和32亿美元：
| | | | | | | | | | | |
| 实体 | 发行日期 | 发行类型 | 金额 |
| (除非另有说明，否则以百万加元为单位) | |
| 安桥。 | 2021年2月 | 浮动利率优先票据 | 500美元 |
| 安桥。 | 2021年6月 | 与可持续发展相关的高级说明 | 1,000美元 |
| 安桥。 | 2021年6月、10月 | 高级笔记 | 2,000美元 |
| 安桥。 | 2021年9月 | 中期票据 | $1,100 |
| 安桥。 | 2021年9月 | 与可持续性有关的中期票据 | $400 |
| Enbridge Gas Inc. | 2021年9月 | 中期票据 | $900 |
| Enbridge管道公司 | 2021年5月 | 中期票据 | $800 |
Spectrum Energy Partners，LP1 | 2021年9月 | 高级笔记 | 400美元 |
1通过SEP的全资运营子公司德克萨斯东方发行。
信贷安排、评级和流动性
为了确保持续的流动性和减轻资本市场中断的风险，我们通过承诺的银行信贷安排保持随时可以获得资金，并积极管理我们的银行资金来源，以优化定价和其他条款。下表提供了我们在2021年12月31日承诺的信贷安排的详细信息：
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| 成熟性1 | 总设施 | 抽签2 | 可用 |
| (百万加元) | | | | |
| 安桥。 | 2022-2026 | 9,137 | | 7,837 | | 1,300 | |
| Enbridge(美国)Inc. | 2023-2026 | 6,948 | | 4,845 | | 2,103 | |
| Enbridge管道公司 | 2023 | 3,000 | | 667 | | 2,333 | |
| Enbridge Gas Inc. | 2023 | 2,000 | | 1,515 | | 485 | |
| 承诺信贷额度合计 | | 21,085 | | 14,864 | | 6,221 | |
1到期日包括某些信贷安排的一年期限选择。
2包括由信贷安排支持的贷款提款和商业票据发行。
2021年2月10日，Enbridge Inc.与贷款人组成的银团签订了一项为期三年的可持续发展循环信贷安排，金额为10亿美元，同时终止了我们的一年循环银团信贷安排，金额为30亿美元。
2021年7月22日和23日，我们续签了约80亿美元的五年期信贷安排，将到期日延长至2026年7月。我们还将364天可延长信贷安排中的约100亿美元延长至2022年7月，其中包括一年期限至2023年7月的条款。
2022年2月10日，我们续签了我们的三年期10亿美元可持续发展相关信贷安排，将到期日延长至2025年7月。
除了上述已承诺的信贷安排外，我们还保留了13亿美元的未承诺即期信用证安排，其中8.54亿美元截至2021年12月31日尚未使用。截至2020年12月31日，我们有8.49亿美元的未承诺即期信用证融资，其中5.33亿美元未使用。
截至2021年12月31日，我们的可用净流动资金总额为65亿美元(2020-127亿美元)，包括62亿美元(2020-123亿美元)的可用信贷安排以及2.86亿美元(2020-4.52亿美元)的无限制现金和现金等价物，如综合财务状况报表中所报告。
我们的信贷融资协议和定期债务契约包括标准违约事件和契约条款，根据这些条款，如果我们违约或违反某些契约，可能会导致加速偿还和/或终止协议。截至2021年12月31日，我们遵守了所有债务公约，并预计将继续遵守该等公约。
现金流的增长、非核心资产处置的收益、从多元化来源获得的流动资金以及稳定的商业模式使我们能够管理我们的信用状况。我们积极监控和管理关键财务指标，以维持主要信用评级机构的投资级信用评级，并持续以有吸引力的条款获得银行融资和定期债务资本。受到密切管理的财务实力的关键衡量标准包括从经营现金流中偿还债务的能力以及债务与EBITDA的比率。
2021年6月1日，穆迪将安桥的信用评级，包括我们的高级无担保评级和发行人评级，从Baa2上调至Baa1。穆迪还上调了我们子公司的信用评级：EEP、EELP、SEP和德克萨斯东方。所有五家实体的前景都是稳定的。
我们的现金没有实质性的限制。综合财务状况报表中报告的限制性现金总额为3400万美元，主要包括以信托方式收集和持有的现金抵押品和未来管道放弃成本。某些附属公司持有的现金及现金等价物可能无法随时取得以供本公司作其他用途。
剔除当前长期债务的到期日，截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的营运资本头寸分别为负31亿美元和37亿美元。在这两个时期，导致营运资本状况为负的主要因素是与我们的增长资本计划相关的流动负债。
为了解决这一负营运资金状况，我们以承诺信贷安排和其他来源的形式维持大量流动性，如前所述，这有助于在负债到期时为其提供资金。
现金的来源和用途
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| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 经营活动 | 9,256 | | 9,781 | | 9,398 | |
| 投资活动 | (10,657) | | (5,177) | | (4,658) | |
| 融资活动 | 1,236 | | (4,770) | | (4,745) | |
| 外币计价现金、现金等价物和限制性现金的换算效果 | (5) | | (20) | | 44 | |
现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少) | (170) | | (186) | | 39 | |
截至2021年12月31日和2020年12月31日止年度的主要现金来源和用途摘要如下：
经营活动
通常，影响经营活动的现金流的主要因素包括由各种因素引起的正常过程中经营资产和负债的变化，包括商品价格和活动水平的波动对业务部门营运资本的影响、支付税款的时间以及一般现金收入和支付的时间。请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注28经营性资产和负债的变动。经营活动提供的现金也受到收益变化和某些不寻常的、不常见的和其他非经营因素的影响，见运营结果。
投资活动
我们继续执行我们的增长资本计划，这一计划在增长项目--商业担保项目。项目核准、建设和启用日期的时间影响所需现金的时间。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的不动产、厂房和设备增加额摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 液体管道 | 4,051 | | 2,032 | | 2,548 | |
| 输气与中游 | 2,353 | | 2,066 | | 1,695 | |
| 天然气的分配和储存 | 1,343 | | 1,134 | | 1,100 | |
| 可再生能源发电 | 16 | | 81 | | 23 | |
| 能源服务 | 1 | | 2 | | 2 | |
| 淘汰和其他 | 54 | | 90 | | 124 | |
| 资本支出总额 | 7,818 | | 5,405 | | 5,492 | |
2021
投资活动中使用的现金增加，主要原因如下：
•我们于2021年10月12日收购Moda，与完成美国L3R计划相关的资本支出增加，但因2021年12月30日出售我们在Noverco的权益而在2021年从处置中获得的收益比2020年有所增加，部分抵消了这一影响。
2020
投资活动中使用的现金增加，主要原因如下：
•与2019年相比，2020年资产处置的收益有所下降，主要是由于2019年12月31日出售了我们加拿大天然气收集和加工业务的联邦监管部分资产。
•上述因素被以下因素部分抵销：2020年对Gray Oak Holdings LLC的股权投资减少，主要来自Seaway原油控股有限责任公司、Maren Bakken Company LLC、Gray Oak Holdings LLC和Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.a.r.l.的股权投资的资本回报率较高，以及2020年关联方贷款的净现金投资低于2019年。
融资活动
融资活动中提供和使用的现金主要用于发行和偿还外债，以及与我们的普通股和优先股股东进行的与股息、股票发行和股票赎回有关的交易。融资活动的现金也受到非控股权益分配和贡献变化的影响。
2021
融资活动提供的现金增加，主要原因如下：
•与2020年相比，2021年长期债务、商业票据和信贷工具的发行量增加，短期借款和偿还的长期债务减少。
•上述因素被赎回部分抵消西部海岸能源公司的S(西部海岸)2021年的优先股和增加的普通股股息支付主要是由于我们普通股股息率的增加。
2020
由于以下因素，2020年用于融资活动的现金与2019年一致：
•与2019年相比，2020年商业票据和信贷安排提取增加，短期借款增加，长期债务偿还减少，但长期债务发行量减少部分抵消了这一影响。
·他们表示，2020年没有赎回2019年西海岸的优先股。
·上述因素被i部分抵消。增加普通股股息支付，主要是由于我们普通股股息率的增加。
表外安排
我们在正常业务过程中订立担保安排，以促进与第三方的商业交易。这些安排包括财务担保、备用信用证、债务担保、担保债券和赔偿。见第II部分。项目8.财务报表和补充数据--附注31进一步讨论担保安排。
我们达成的大部分担保安排都提高了某些附属公司、非合并实体或少于100%拥有的实体的信用等级，使它们能够开展业务。因此，这些担保安排涉及业绩和信用风险的因素，而这些因素并未包括在我们的综合财务状况报表中。我们必须兑现或有事项的可能性在很大程度上取决于我们子公司、被投资方和其他第三方的未来运营，或者未来某些事件的发生。我们的大部分业务不需要出具这些担保安排。
我们没有重大的表外融资实体或结构，但我们的股权投资达成的担保安排和融资除外。关于这些承诺的更多信息，见第二部分。项目8.财务报表和补充数据-- 附注30承付款和或有事项和附注31保证.
我们没有重大的表外安排，对我们的财务状况、财务状况、收入或支出、经营结果、流动性、资本支出或资本资源的当前或未来影响具有或合理地可能产生影响。
优先股发行
自2011年7月以来，我们已发行3.15亿股优先股，总收益约79亿美元，具有以下特点：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总收益 | 股息率 | 分红1 | 每股 基座 救赎 价值2 | 救赎 和转换 选项日期2,3 | 有权 转换 变成3,4 |
| (除非另有说明，否则为加元) | | | | |
| 系列A | 1.25亿美元 | 5.50 | % | $1.37500 | $25 | — | | — | |
| B系列 | 4.57亿美元 | 3.42 | % | $0.85360 | $25 | 2022年6月1日 | C系列 |
C系列5 | 4300万美元 | 3个月期国库券加2.40% | — | | $25 | 2022年6月1日 | B系列 |
| 系列D | 4.5亿美元 | 4.46 | % | $1.11500 | $25 | 2023年3月1日 | E系列 |
| 系列F | 5亿美元 | 4.69 | % | $1.17224 | $25 | 2023年6月1日 | G系列 |
| 系列：H | 3.5亿美元 | 4.38 | % | $1.09400 | $25 | 2023年9月1日 | 系列I |
| J系列赛 | 2亿美元 | 4.89 | % | 1.22160美元 | 25美元 | 2022年6月1日 | K系列 |
| 系列：L型 | 4亿美元 | 4.96 | % | 1.23972美元 | 25美元 | 2022年9月1日 | M系列 |
| 系列：N | 4.5亿美元 | 5.09 | % | $1.27152 | $25 | 2023年12月1日 | 系列O |
| 系列P | 4亿美元 | 4.38 | % | $1.09476 | $25 | 2024年3月1日 | Q系列 |
| 系列：R | 4亿美元 | 4.07 | % | $1.01825 | $25 | 2024年6月1日 | S系列 |
| 系列1 | 4亿美元 | 5.95 | % | 1.48728美元 | 25美元 | 2023年6月1日 | 系列2 |
| 系列三 | 6亿美元 | 3.74 | % | $0.93425 | $25 | 2024年9月1日 | 系列4 |
| 系列5 | 2亿美元 | 5.38 | % | 1.34383美元 | 25美元 | 2024年3月1日 | 系列6 |
| 系列7 | 2.5亿美元 | 4.45 | % | $1.11224 | $25 | 2024年3月1日 | 系列8 |
| 系列9 | 2.75亿美元 | 4.10 | % | $1.02424 | $25 | 2024年12月1日 | 系列10 |
| 系列11 | 5亿美元 | 3.94 | % | $0.98452 | $25 | 2025年3月1日 | 系列12 |
| 系列13 | 3.5亿美元 | 3.04 | % | $0.76076 | $25 | 2025年6月1日 | 系列14 |
| 系列15 | 2.75亿美元 | 2.98 | % | $0.74576 | $25 | 2025年9月1日 | 系列16 |
| 系列17 | 7.5亿美元 | 5.15 | % | $1.28750 | $25 | 2022年3月1日 | 系列18 |
| 系列19 | 5亿美元 | 4.90 | % | $1.22500 | $25 | 2023年3月1日 | 系列20 |
1股东有权获得董事会宣布的固定的、累积的、季度优先股息。除A系列和C系列优先股外，该固定股息率自初始赎回和转换期权日期起每五年重置一次。系列17和系列19优先股包含一项功能，即固定股息率每五年重置一次，分别不低于5.15%和4.90%。没有其他系列的优先股具有这一功能。
2A系列优先股可随时根据我们的选择进行赎回。对于所有其他优先股系列，吾等可选择赎回全部或部分已发行优先股，每股基本赎回价值加上所有应计及未支付股息，于赎回期权日期及其后每五周年赎回。
3在若干条件的规限下，持有人将有权按一对一的基准于转换期权日期及其后每五周年将其股份转换为指定系列的累积可赎回优先股，其归属发行价相等于基本赎回价值。
4除A系列优先股外，于赎回及转换期权日期后，持有人可选择按以下比率收取每股季度浮动利率累计股息：$25 x(季度天数/一年天数)×加拿大政府三个月期国库券利率+2.4%(C系列)，2.4%(E系列)，2.5%(G系列)，2.1%(I系列)，2.7%(O系列)，2.5%(Q系列)，2.5%(S系列)，2.4%(F4系列)，2.6%(F8系列)，2.7%(F10系列)，2.6%(F12系列)，2.7%(F14系列)，2.7%(F16系列)，4.1%(系列18)或3.2%(系列20)；或25美元x(季度天数/一年天数)x三个月期美国政府国库券利率+3.1%(系列K)、3.2%(系列M)、3.1%(系列2)或2.8%(系列6)。
5C系列优先股的浮动季度股息从2021年3月1日的0.15349美元增加到0.15501美元，从2021年6月1日的0.15501美元增加到0.15753美元，从2021年9月1日的0.15753美元增加到0.16081美元，从2021年12月1日的0.16081美元减少到0.15719美元，原因是发行后将按季度重置。
优先股赎回
我们打算行使我们的权利，在2022年3月1日以每股25美元的价格赎回我们所有已发行的累积可赎回最低利率重置优先股17系列，以及所有应计和未支付的股息(如果有)。
分红
自1953年成为一家上市公司以来，我们每年都会支付普通股股息。2021年12月，我们宣布将季度股息增加3%，至每股普通股0.86美元，折合成年率为3.44美元，从2022年3月1日支付的股息起生效，从而连续27年增加股息。
截至2021年和2020年12月31日止年度，派息总额分别为68亿美元和66亿美元，全部以现金支付并反映在融资活动中。
2021年12月6日，我们的董事会宣布了以下季度股息。所有股息将于2022年3月1日支付给2022年2月15日登记在册的股东。
| | | | | |
| 每股股息 |
普通股1 | $0.86000 | |
| 优先股，A系列 | $0.34375 | |
| 优先股，B系列 | $0.21340 | |
优先股，C系列2 | $0.15719 | |
| 优先股，D系列 | $0.27875 | |
| 优先股，F系列 | $0.29306 | |
| 优先股，H系列 | $0.27350 | |
| 优先股，J系列 | 0.30540美元 | |
| 优先股，系列--L | 0.30993美元 | |
| 优先股，N系列 | $0.31788 | |
| 优先股，系列P | $0.27369 | |
| 优先股，R系列 | $0.25456 | |
| 优先股，系列1 | 0.37182美元 | |
| 优先股，系列3 | $0.23356 | |
| 优先股，系列5 | 0.33596美元 | |
| 优先股，系列7 | $0.27806 | |
| 优先股，系列9 | $0.25606 | |
| 优先股，系列11 | $0.24613 | |
| 优先股，系列13 | $0.19019 | |
| 优先股，系列15 | $0.18644 | |
| 优先股，系列17 | $0.32188 | |
| 优先股，系列19 | $0.30625 | |
1月份，每股普通股季度股息从0.835美元增加到0.86美元，从2022年3月1日起生效。
第二季度，C系列每股支付的季度股息从2021年3月1日的0.15349美元增加到0.15501美元，从2021年6月1日的0.15501美元增加到0.15753美元，从2021年9月1日的0.15753美元增加到0.16081美元，从2021年12月1日的0.16081美元减少到0.15719美元，原因是在C系列优先股发行日期后按季度重置。
财务信息摘要
于2019年1月22日，Enbridge与其全资附属公司SEP及EEP(合伙企业)订立补充契据，据此，Enbridge按优先无抵押基准全面及无条件担保合伙企业就各自合伙企业契约项下发行的未偿还系列票据所承担的付款责任。同时，合伙企业订立附属担保协议，根据该协议，合伙企业按优先无抵押基准，全面及无条件地为Enbridge的未偿还优先票据系列提供担保。合伙企业还与Enbridge签订了补充契约，据此，合伙企业对Enbridge在2019年1月22日之后发行的优先票据提供了优先无担保的全额和无条件担保。作为担保的结果，合伙企业的任何未偿还担保票据(担保合伙票据)的持有人与Enbridge的未偿还担保票据(担保Enbridge票据)的持有人就Enbridge的净资产、收入和现金流而言处于相同的地位，反之亦然。除合伙公司外，Enbridge附属公司(包括合伙公司的附属公司，统称为附属非担保人)并非附属担保协议的订约方，亦没有以其他方式为Enbridge的任何未偿还优先票据系列提供担保。
同意担保的SEP票据和EEP票据
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9月笔记1 | EEP备注2 |
| 优先债券2024年到期，息率4.750 | 2025年到期的债券利率为5.875% |
| 优先债券2025年到期，息率3.500 | 2033年到期的5.950%债券 |
| 优先债券2026年到期，息率3.375 | 2034年到期的6.300%债券 |
| 5.950厘优先债券，2043年到期 | 2038年到期的债券利率为7.500 |
| 优先债券2045年到期，息率4.500 | 2040年到期的债券利率为5.500 |
| 2045年到期的债券利率为7.375% |
| |
1截至2021年12月31日，SEP票据的未偿还本金总额约为32亿美元。
2截至2021年12月31日，EEP票据的未偿还本金总额约为24亿美元。
Enbridge保证下的票据
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美元计价1 | 加元计价2 |
| 2022年到期的浮动利率优先债券 | 优先债券2022年到期，息率4.850 |
| 浮息优先债券2023年到期 | 优先债券2022年到期，息率3.190 |
| 优先债券2022年到期，息率2.900 | 优先债券2023年到期，息率3.940 |
| 优先债券2023年到期，息率4.000 | 优先债券2023年到期，息率3.940 |
| 优先债券2023年到期，息率0.550 | 优先债券2024年到期，息率3.950 |
| 优先债券2024年到期，息率3.500 | 优先债券2025年到期，息率2.440 |
| 优先债券2025年到期，息率2.500 | 优先债券2027年到期，息率3.200 |
| 优先债券2026年到期，息率4.250 | 优先债券2028年到期，息率6.100 |
| 优先债券2026年到期，息率1.600 | 优先债券2029年到期，息率2.990 |
| 优先债券2027年到期，息率3.700 | 优先债券2030年到期，息率7.220 |
| 优先债券2029年到期，息率3.125 | 7.200厘优先债券，2032年到期 |
| 2033年到期的2.500%与可持续发展相关的优先债券 | 2033年到期的3.100%与可持续发展相关的优先债券 |
| 4.500厘优先债券，2044年到期 | 优先债券2035年到期，息率5.570 |
| 5.500厘优先债券，2046年到期 | 5.750厘优先债券，2039年到期 |
| 4.000厘优先债券，2049年到期 | 优先债券2040年到期，息率5.120 |
| 优先债券2051年到期，息率3.400 | 4.240厘优先债券，2042年到期 |
| 4.570厘优先债券，2044年到期 |
| 4.870厘优先债券，2044年到期 |
| 优先债券2051年到期，息率4.100 |
| 4.560厘高级债券将于2064年到期 |
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1截至2021年12月31日，Enbrid的未偿还本金总额通用电气美元面值纸币约为110亿美元。
2截至2021年12月31日，Enbridge加元计价票据的未偿还本金总额约为92亿美元。
美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)规则S-X为担保证券的完全合并子公司发行人和附属担保人提供了豁免，不受1934年证券交易法(修订后的交易法)的报告要求的限制，并允许提供财务信息摘要，而不是为每个合伙企业提交单独的财务报表。
以下汇总合并收益表和汇总合并财务状况表合并了EEP、SEP和Enbridge的余额。
汇总合并收益表
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| 截至2021年12月31日的年度 |
| (百万加元) | |
| 营业亏损 | (64) | |
| 收益 | 4,970 | |
| 普通股股东应占收益 | 4,604 | |
合并财务状况汇总表
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| 2021年12月31日 | 2020年12月31日 |
| (百万加元) | | |
| 联属公司应收账款 | 3,442 | | 2,108 |
| 从关联公司应收短期贷款 | 4,947 | | 4,926 |
| 其他流动资产 | 605 | | 375 |
| 从关联公司应收的长期贷款 | 51,983 | | 43,217 |
| 其他长期资产 | 3,732 | | 4,237 |
| 应付联属公司的帐款 | 1,982 | | 1,267 |
| 应付给关联公司的短期贷款 | 2,891 | | 4,117 |
| 其他流动负债 | 8,110 | | 5,628 |
| 应付给关联公司的长期贷款 | 41,370 | | 32,035 |
| 其他长期负债 | 41,353 | | 41,353 |
担保Enbridge票据及担保合伙债券在结构上从属于附属非担保人就该等附属非担保人的资产而欠下的债务。
根据美国破产法和州欺诈性转让法的类似条款，如果除其他事项外，担保人在其担保所证明的债务时，或者在一些州，当根据担保到期付款时，担保人的债务可能从属于该担保人的所有其他债务，则担保可以无效，或者债权可以从属于该担保人的所有其他债务：
•因担保的发生而收到的低于合理的等值或公平对价，并因该担保的发生而破产或破产的；
•从事一项业务或交易，而对该业务或交易而言，担保人的剩余资产构成不合理的小额资本；或
•意图招致或相信它将招致超出其到期偿还能力的债务。
担保Enbridge票据的担保包含限制合伙企业可能承担的最大责任金额的条款，而不会导致担保项下的义务根据美国联邦或州法律成为欺诈性转让或欺诈性转让。
每一合伙企业都有权从另一合伙企业获得出资的权利，支付该合伙企业在履行担保Enbridge票据的担保义务时发生的所有付款、损害和费用的50%。
根据担保协议和适用的补充契约的条款，任何有担保的Enbridge票据的任何一种合伙关系的担保将无条件解除，并在发生以下任何事件时自动解除：
•任何直接或间接出售、交换或转让，不论是以合并、出售或转让股权或其他方式，向非Enbridge联营公司的任何人士出售、交换或转让Enbridge的任何直接或间接有限合伙的其他股权，以致该合伙不再是Enbridge的合并附属公司；
•将该合伙企业合并为Enbridge或另一合伙企业，或清算和解散该合伙企业；
•按照适用的契约或担保协议的规定，全额偿还或解除或作废该等担保的Enbridge票据；
•就EEP而言，如上所述的每一张同意的EEP票据的全额偿还或解除或失效；
•关于SEP，上述每张同意的SEP票据的全额偿还或解除或失效；或
•就任何一系列有担保的Enbridge票据而言，在持有该系列有担保的Enbridge票据的未偿还本金款额中最少大部分的持有人同意下。
对于任何一系列担保合伙票据，如果该系列票据被清偿或失败，Enbridge的担保义务将终止。
合作伙伴关系还保证Enbridge在其现有信贷安排下的义务.
法律和其他更新
液体管道
密歇根州5号线双管道-麦基纳克地役权海峡
2019年，密歇根州总检察长向密歇根州英厄姆县巡回法院(法院)提出申诉，要求法院宣布1953年为麦基纳克海峡(海峡)5号线运营授予的地役权无效，并禁止5号线在海峡继续运营，以在合理的通知期后尽快允许受影响各方进行有序调整。2021年12月15日，我们将案件转移到密歇根州西区的美国地区法院(美国地区法院)，在那里它被分配给珍妮特·T·内夫法官。司法部长的案件被移交给联邦法院之前，2021年11月16日的一项裁决(进一步描述如下)认为，州长在2020年提起的迫使5号线S关闭的类似(现已驳回)诉讼提出了应在联邦法院审理的重要联邦问题。2021年12月21日，司法部长提出了提交还押动议的请求，2021年12月28日，我们回应了她提交该动议的请求。2022年1月5日，法院发布命令，允许总检察长提出动议，发回2019年的案件。司法部长的动议和简报于2022年1月14日提交，我们的回复截止日期为2022年2月11日。这项动议预计将在2022年3月之前完成全面简报。
2020年11月13日，密歇根州州长和密歇根州自然资源部董事通知我们，密歇根州将撤销和终止1953年授予的允许5号线横跨海峡运营的地役权。通知要求，5号线横跨海峡的部分必须在2021年5月之前关闭。2020年11月24日，我们向美国密歇根州西区地区法院提交了撤销通知，其中撤销了该州11月向联邦法院提出的申诉，以及一份请求宣告和禁令救济的申诉，该申诉要求美国地区法院禁止州长采取任何行动阻止或阻碍5号线的运营。美国地区法院法官内夫被指派负责这些案件，2021年11月16日，内夫法官发布了一项命令，驳回了该州将2020年的案件发回英厄姆县巡回法院的动议，裁定案件应保留在联邦法院。内夫法官还对我们的额外简报动议做出了有利于我们的裁决，并批准了加拿大政府提交补充案情摘要的动议，该动议重申，美国和加拿大已于10月份援引了1977年的《运输管道条约》，这一问题对加拿大非常重要。随后，州长于2021年11月30日自愿驳回了该州的诉讼。
我们关于禁止密歇根州州长和密歇根州自然资源部董事干预5号线运营的诉讼仍在联邦法院进行。2021年11月30日，该州请求内夫法官提出驳回申诉的动议。同一天，我们提出了提出即决判决的动议。这些动议的简报于2022年1月18日开始，计划于2022年4月完成。
2021年，我们完成了五大湖隧道项目的工程和设计阶段，并开始了聘请承包商建造隧道的进程。我们继续积极寻求美国陆军工程兵团(陆军军团)、密歇根州环境、五大湖和能源部(Egle)和密歇根州公共服务委员会(MPSC)的州和联邦监管许可。Egle许可证是在2021年第一季度发放的；其中一份Egle许可证遭到了Bay Mills印第安人社区的质疑。驳回动议得到充分的简报，并由行政法法官作出决定。
2021年6月23日，陆军宣布，他们将继续进行五大湖隧道项目的环境影响报告书，以取代海峡的5号线。2021年6月23日，我们发布了一份声明，声明由于环境影响报告书，该项目的建设将被推迟。
在MPSC有争议的案件程序中，证词已提交，听证会于2022年1月举行，简报计划于2022年3月完成。
达科他州接入管道
我们拥有巴肯管道系统27.6%的实际权益，该系统包括DAPL。Standing Rock苏族部落和夏延河苏族部落于2016年向美国哥伦比亚特区法院(地区法院)提起诉讼，质疑陆军兵团对DAPL的地役权的合法性，包括陆军兵团环境审查和部落协商程序的充分性。奥格拉拉苏族和扬克顿苏族部落也在2018年提起诉讼，指控他们提出了类似的索赔。
2017年6月14日，地区法院发现陆军兵团的环境审查存在缺陷，责令陆军兵团对DAPL泄漏风险进行进一步研究。2018年8月，陆军军团完成了地区法院下令的进一步环境审查，并重申签发了DAPL的地役权。所有四个原告部落随后都修改了他们的起诉书，包括质疑陆军兵团2018年8月还押决定的充分性的索赔。
2020年3月25日，在回应部落修改后的申诉时，地区法院发现陆军兵团对还押的环境审查存在缺陷，并命令陆军兵团准备一份环境影响报告书，以解决与DAPL潜在泄漏影响有关的悬而未决的争议。2020年7月6日，地区法院发布命令，取消陆军兵团对DAPL的地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭管道。达科他州Access，LLC和陆军兵团对这一决定提出上诉，并向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了暂缓上诉的动议。2020年8月5日，美国上诉法院搁置了地区法院7月6日关闭和清空管道的命令，但没有搁置地区法院3月25日要求陆军兵团准备环境影响报告书的命令或地区法院7月6日腾出DAPL地役权的命令。
2021年1月26日，美国上诉法院确认了地区法院的裁决，认为陆军兵团需要准备一份环境影响报告书，陆军兵团对DAPL的地役权被腾出。自那以后，达科他州有限责任公司提交了一份请愿书，要求美国最高法院审查需要环境影响报告书的决定。美国上诉法院还裁定，由于没有在禁制令程序中考虑关闭DAPL，地区法院不能命令DAPL停止运营。虽然美国上诉法院不是一个问题，但美国上诉法院也承认，陆军兵团可以考虑是否允许DAPL在没有地役权的情况下继续运营。2021年9月20日，DAPL请求美国最高法院审查美国上诉法院的裁决。这一要求遭到了美国政府和部落的反对，目前仍在等待还押。
2021年5月21日，地区法院驳回了原告部落要求禁制令的请求，禁止DAPL在陆军完成其环境影响报告书之前运营。原告部落对驳回禁令请求提出上诉的权利于2021年7月20日到期。陆军军团早些时候表示，尽管没有地役权，但它当时并不打算行使其权力阻止DAPL继续运营，并预计在2022年3月之前完成其环境影响报告书。
2021年7月22日，陆军军团向地区法院提交了一份通知，建议管道和危险材料安全管理局(PHMSA)发布一份通知，声称DAPL的运营违反了联邦安全法规。陆军军团表示，它将考虑PHMSA的通知，作为其正在进行的审议的一部分，即陆军军团是否以及如何在正在进行的环境影响报告书中执行其对管道穿越的财产的权利。陆军兵团还批准了部落的请求，将环境影响报告书的完成日期延长至2022年9月。
其他诉讼
我们和我们的子公司参与了在正常业务过程中出现的各种其他法律和监管行动和程序，包括干预监管程序和对监管批准和许可的挑战。虽然这类诉讼和诉讼的最终结果不能肯定地预测，但管理层相信，此类诉讼和诉讼的解决不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。
税务事宜
我们和我们的子公司维持与不确定的税收状况相关的纳税义务。虽然我们认为这些税务立场完全可以支持，但如果受到税务机关的质疑，经审查后可能不会完全持续。
关键会计估计
我们的综合财务报表是根据美国公认会计原则(US GAAP)编制的，该原则要求管理层作出估计、判断和假设，以影响我们的综合财务报表和附注中报告的金额。在作出判断和估计时，管理层在可能的情况下依赖外部信息和可观察到的条件，并根据需要辅以内部分析。我们相信，我们下面讨论的最关键的会计政策和估计对我们业务的各个部门都有影响。
企业合并
我们适用《会计准则汇编》(ASC)805的规定企业合并对我们的收购进行会计处理。收购的长期资产、无形资产和假设负债按收购日的估计公允价值入账。商誉是指购买价格超过净资产公允价值的部分。虽然我们使用我们的最佳估计和假设来准确评估收购之日收购的资产和承担的负债，以及任何或有对价，但我们的估计本身存在不确定性，需要进行改进。在自收购日期起计最长一年的计量期内，我们记录了对收购资产和承担的负债的调整，并与商誉进行了相应的抵销。在计量期间结束或收购资产或承担负债的价值最终确定后(以先发生者为准)，任何后续调整均记录在我们的综合经营报表中。
对企业合并进行会计处理需要在收购之日作出重大判断、估计和假设。在制定收购日期的公允价值估计时，我们利用了各种因素，包括市场数据、历史和未来预期现金流、增长率和贴现率。我们假设的主观性质增加了与围绕被收购实体的预期业绩进行估计相关的风险。
商誉减值
商誉是指收购企业时购买价格超过可确认净资产公允价值的部分。商誉的账面价值(未摊销)每年进行减值评估，如果发生表明商誉账面价值可能减值的事件或情况变化，则会更频繁地评估减值。
我们每年4月1日在报告单位层面进行减值评估。报告单位是通过评估我们运营部门的组成部分是否构成可获得离散信息的业务、部门管理层是否定期审查这些组成部分的运营结果以及经济和监管特征是否相似来确定的。
我们可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，我们会为每个报告单位确定公允价值的驱动因素，并评估自上次公允价值评估以来，这些驱动因素是否受到相关事件和情况的积极或负面影响。我们的评估包括但不限于对宏观经济趋势、监管环境、资本可获得性、运营收入趋势和行业状况的评估。基于我们对定性因素的评估，如果我们确定报告单位的公允价值很可能少于其账面价值，则会进行商誉减值量化评估。
量化商誉减值评估涉及确定我们报告单位的公允价值，并将这些价值与每个相应报告单位的账面价值进行比较。如果报告单位的账面价值(包括已分配商誉)超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。这一金额不应超过商誉的账面价值。我们报告单位的公允价值是使用折现现金流模型和盈利倍数技术相结合的方法估计的。使用贴现现金流量模型技术确定公允价值时，需要使用与贴现率、预计营业收入、终端价值增长率、资本支出和营运资本水平相关的估计和假设。现金流预测包括与贴现率和预期未来资本支出有关的重大判断和假设。使用收益倍数技术确定公允价值时，需要对报告单位的可维持收益和收益乘数作出假设。
我们最近一次对商誉余额的年度评估是在2021年4月1日。截至2021年4月1日，我们的报告单位相当于我们的可报告部门。我们对天然气输送和中游报告单位进行了商誉减值量化评估，对液体管道和天然气分配和储存报告单位进行了定性评估。我们的商誉减值评估不会产生减值费用。此外，我们在2021年剩余时间内没有确定任何商誉减值指标。
资产减值
当经济过时、商业环境、法律或法规变化或其他因素等事件或情况表明我们可能无法收回资产的账面价值时，我们会评估我们的财产、厂房和设备的可回收性。我们不断监测我们的业务、市场和业务环境，以确定可能表明资产可能无法追回的指标。如果确定一项资产的账面价值超过该资产预期的未贴现现金流量，我们将评估该资产的公允价值。当资产的账面价值超过其公允价值时，确认减值损失。
对于权益法投资，我们在每个资产负债表日期评估是否有客观证据表明，通过完成对影响投资的因素的定量或定性分析，投资受到了减值。如果有客观的减值证据，我们确定低于账面价值的下降是否是暂时的。如果确定下降不是暂时的，则在收益中计入减值费用，并抵销投资的账面价值。
资产公允价值由活跃市场的报价市场价格或现值技术确定。使用现值法确定公允价值需要使用有关未来现金流和加权平均资本成本的预测和假设。对这些预测和假设的任何改变都可能导致对资产可回收性的评估以及对综合收益表中减值损失的确认的修订。
持有待售资产
我们将资产归类为持有待售资产，即管理层承诺制定正式计划积极营销一项或一组资产，并且管理层认为资产很可能在一年内出售。我们按照资产的账面价值和估计公允价值减去出售成本中的较低者来计量被归类为持有待售的资产。
监管会计
我们的某些业务受到不同当局的监管，包括但不限于经济责任委员会、联邦能源监管委员会、艾伯塔省能源监管机构、魁北克能源公司和魁北克能源公司。监管机构在建筑、差饷和差饷制定以及与客户达成协议等事务上行使法定权力。为确认监管机构行动的经济影响，在这些业务中确认某些收入和支出的时间可能不同于美国公认会计准则对不受利率监管的实体的预期。差饷厘定过程中的主要决定因素包括：
•提供服务的成本，包括经营成本、资本投入、折旧费用和税费；
•允许的回报率，包括资本结构的权益部分和相关所得税；
•资本结构中债务部分的利息成本；以及
•合同和批量吞吐量假设。
允许的回报率是根据适用的监管模式确定的，可能会影响我们的盈利能力。我们许多项目的费率是基于服务成本回收模式，该模式遵循监管机构的权威指导。根据服务成本收费方法，我们是根据预测的使用量和成本计算使用费。预测结果与实际结果之间的差异会导致任何一年的复苏过度或不足。监管资产是指预计在未来一段时间内通过利率从客户那里收回的金额。监管责任是指预期于未来期间透过差饷退还客户的金额，或预期支付的金额，以支付与CER的土地事宜咨询计划(LMCI)有关的未来弃置成本，以及由OEB批准的未来搬迁和场地修复成本。
如果监管机构的行动与我们的预期不同，收回或结算监管余额的时间和金额可能与记录的情况有很大不同。在没有利率监管的情况下，我们通常不会确认监管资产或负债，收益影响将在发生费用或赚取收入的期间记录。当预期有关金额将通过监管机构批准的未来利率收回或结算时，监管资产或负债将就递延所得税确认。
截至2021年和2020年12月31日，我们的监管资产总额分别为59亿美元和56亿美元，监管负债总额分别为34亿美元和34亿美元。
折旧
物业、厂房和设备是我们最大的资产，2021年12月31日和2020年12月31日的账面净值分别为1001亿美元和946亿美元，折旧按照两种主要方法计提。对于不同的资产，折旧一般是在资产投入使用时开始的估计使用寿命内以直线基础计提的。对于具有可比使用年限的大体上同质的资产组，遵循集合会计方法，即将类似的资产分组并作为集合进行折旧。当集团资产报废或以其他方式处置时，损益不会反映在收益中，而是作为对累计折旧的调整入账。
当确定一项资产的估计使用年限不再反映预期剩余受益期时，对估计使用年限进行预期变化。可用寿命的估算基于第三方工程研究、经验和/或行业实践。在估计我们资产的使用寿命时，有许多固有的假设，包括我们的管道所服务的供应区的原油和天然气的开发、勘探、钻井、储备和生产水平，以及对原油和天然气的需求以及我们系统的完整性。这些假设的变化可能会导致对估计使用寿命的调整，这可能会导致我们任何业务部门未来期间的折旧费用发生重大变化。对于某些受汇率管制的业务，折旧率是由监管机构批准的，监管机构可能要求定期研究或更新可能改变折旧率的使用寿命。
退休金和其他退休后福利
我们使用与计算固定收益养恤金和其他退休后负债以及定期收益净成本有关的某些假设。这些假设包括管理层对计划资产预期回报、未来工资水平、其他成本上升、雇员退休年龄和其他精算因素(包括贴现率和死亡率)的最佳估计。我们参考优质长期公司债券的利率来厘定贴现率，而这些债券的到期日大致与根据各自计划预期未来付款的时间相近。计划资产的预期收益是根据与资产及其预期收益有关的投资政策，使用与市场相关的价值和资产组合的假设来确定的。我们的独立精算师每年都会审查这些假设。与基于假设的结果不同的实际结果将在未来期间摊销，因此可能对未来期间确认的费用和已记录的债务产生重大影响。
以下敏感性分析确定了关键养老金和其他退休后福利义务(OPEB)假设变化0.5%对2021年12月31日合并财务报表的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 美国 |
| | 义务 | | 费用 | | 义务 | | 费用 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 养老金 | | | | | | | |
| 降低贴现率 | 378 | | | 31 | | | 70 | | | 5 | |
| 预期资产回报率下降 | — | | | 21 | | | — | | | 5 | |
| 工资增长速度的降低 | (71) | | | (15) | | | (6) | | | (2) | |
| OPEB | | | | | | | |
| 降低贴现率 | 21 | | | 1 | | | 8 | | | — | |
| 预期资产回报率下降 | 不适用 | | 不适用 | | — | | | 1 | |
或有负债
针对我们提出的索赔的准备金是根据具体情况确定的。定期审查病例估计数，并在收到新资料时进行更新。评估索赔的过程包括使用估计数和高度的管理判断。未清偿债权的最终裁定可能会对我们的财务业绩及某些附属公司和投资产生重大影响，详情载于第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注30承付款和或有事项。此外，任何稍后可能变得明显的未声明的索赔可能会对我们的财务业绩以及某些子公司和投资产生实质性影响。
资产报废债务
与长期资产报废相关的资产报废负债(ARO)按公允价值计量，并在合理确定期间确认为应付账款和其他或其他长期负债。公允价值大致相当于第三方执行注销该等资产所需任务所收取的成本，并按预期未来现金流量的现值确认。用于估计截至2021年12月31日止年度的预期未来现金流现值的贴现率介乎0.9%至9.0%(2020-1.8%至9.0%)。ARO计入相关资产的账面价值，并在资产的使用年限内折旧。相应的负债随着时间的推移通过费用计入收益而增加，并通过退役和填海的实际成本减少。我们对退休成本的估计可能会因成本估计和监管要求的变化而改变。目前，对于我们的大部分资产来说，没有足够的数据或信息来合理地确定估计ARO公允价值的和解时间。在这些情况下，ARO成本在会计上被认为是不确定的，因为没有数据或信息可以从过去的实践、行业实践或资产的估计经济寿命得出。
2009年，CER发布了一项与LMCI有关的决定，其中要求根据CER法案获得管道运营授权的持有者提交一份拟议的程序和机制，以拨出资金支付加拿大境内用于运营管道的地点未来的废弃费用。CER的决定指出，虽然管道公司最终应对放弃管道的全部成本负责，但放弃成本是提供服务的合法成本，可在获得CER批准后从管道用户那里收回。在CER最终批准LMCI的收集机制和预留机制后，我们开始收集和预留资金，以支付2015年1月1日起的未来放弃成本。根据经济、社会和文化权利委员会的决定，所收资金以信托形式持有。从托运人那里收取的资金在运输和其他服务收入中报告，并限制长期投资。同时，我们将未来的放弃成本反映为运营和行政费用以及其他长期负债的增加。
明尼苏达州公用事业委员会(MPUC)在2018年6月28日的决定中批准了3号线更换项目的需要证书，要求Enbridge建立并资助退役信托基金(退役信托基金)，以资助3号线更换项目资产在其使用寿命结束时报废的费用。继《需要证明》的决定之后，2021年底，MPUC建立了一个程序，以确定退役信托基金的条款和条件。Enbridge预计这一MPUC进程将于2022年完成，MPUC将在2022年下半年做出决定。Enbridge预计将通过费率从托运人那里收回为退役信托基金提供资金所需的捐款。
会计政策的变化
请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注3.会计政策的变化.
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们的收益、现金流和其他综合收益(OCI)受汇率、利率、大宗商品价格和我们的股价变动的影响。
以下概述了我们面临的市场风险的类型，以及用来缓解这些风险的风险管理工具。我们结合使用限定衍生工具和非限定衍生工具来管理下述风险。
外汇风险
我们创造了一定的收入，产生了费用，并持有许多以加元以外的货币计价的投资和子公司。因此，我们的收益、现金流和保险投资组合都会受到汇率波动的影响。
我们使用金融衍生工具来对冲外币计价的收益敞口。合格和非合格衍生工具的组合被用于对冲预期的外币计价收入和支出，并管理现金流的变化。我们使用外币衍生品和美元计价债务对冲某些美元计价投资和子公司的净投资。
利率风险
由于我们的可变利率债务(主要是商业票据)的定期重新定价，我们的收益和现金流受到短期利率波动的影响。我们监控我们的固定利率和可变利率债务工具的债务组合，以管理董事会批准的政策上限内的浮动利率债务的综合组合，浮动利率债务占未偿债务总额的比例最高为30%。我们主要使用合格的衍生工具来管理利率风险。薪酬固定收益浮动利率掉期可能被用来对冲未来利率变动的影响。我们实施了一项计划，通过执行平均掉期利率为3.9%的浮动利率到固定利率掉期来缓解短期利率波动对利息支出的影响。
由于市场利率的变化，我们面临固定利率债务公允价值的变化。支付浮动收受固定利率掉期(如适用)用于对冲固定利率债务公允价值未来的变动，以通过执行固定利率至浮动利率掉期来减轻公允价值波动的影响。截至2021年12月31日，我们没有任何未偿还的薪酬浮动接收固定利率掉期。
在预期的固定利率定期债券发行之前，我们的收益和现金流也受到较长期利率变化的影响。远期起始利率掉期被用来对冲未来利率变动的影响。我们已经建立了一个计划，包括我们的一些子公司，通过执行平均掉期利率为2.0%的浮动利率到固定利率掉期来减轻我们在精选预测期限债务发行中的长期利率波动风险。
商品价格风险
由于我们在某些资产和投资中的所有权权益，以及我们能源服务子公司的活动，我们的收益和现金流受到大宗商品价格变化的影响。这些大宗商品包括天然气、原油、电力和天然气。我们使用金融和实物衍生品工具来确定涉及这些商品的实物交易产生的部分可变价格敞口。我们主要使用非限定衍生工具来管理大宗商品价格风险。
股权价格风险
股票价格风险是指由于我们股价的变化而引起的收益波动的风险。我们通过发行各种形式的基于股票的薪酬来暴露于我们自己的普通股价格，这些薪酬通过每个时期对已发行单位的重估来影响收益。我们使用股票衍生品来管理一种基于股票的薪酬形式--限制性股票单位--产生的收益波动性。我们结合使用合格和非合格衍生工具来管理股票价格风险。
市场风险管理
我们有一项风险政策，以最大限度地减少因市场价格变动而产生的不利现金流影响超过定义的风险容忍度的可能性。我们使用标准化的计量方法识别和计量所有大宗商品市场风险，包括商品价格风险、利率风险、外汇风险和股票价格风险。我们的市场风险指标在计入抵销风险的影响后合并风险敞口，并将市场相关风险产生的综合现金流波动性限制在可接受的批准风险容忍度阈值内。我们的市场风险衡量标准是风险现金流(CFAR)。
CFAR是一种统计衍生指标，用于衡量价格敏感型非衍生品风险敞口以及我们持有或发行的衍生品工具在一个月持有期内可能因不利的市场价格变动而可能导致的最大现金流损失，这些工具记录在截至2021年12月31日的综合财务状况报表上。CFAR假设不采取进一步的缓解行动来对冲或以其他方式将风险敞口降至最低，而选择一个月的持有期反映了Enbridge对价格风险敏感的资产的组合。实际上，如果需要降低风险，Enbridge的很大一部分风险敞口可以在更短的时间内对冲或平仓。
Enbridge的综合CFAR保单限额为其12个月远期正常化现金流的3.5%。截至2021年12月31日和2020年12月31日，CFAR分别为1.03亿美元和1.28亿美元，分别占估计12个月远期正常化现金流的0.9%和1.2%。
流动性风险
流动性风险是指我们将无法履行到期的金融义务，包括承诺和担保的风险。为了减轻这一风险，我们预测了12个月滚动期间的现金需求，以确定是否有足够的资金可用，并在我们承诺的银行信贷额度下保持相当大的能力，以应对任何突发事件。我们的流动资金和资本资源的主要来源是运营产生的资金、商业票据的发行和承诺信贷安排下的提款以及长期债务，其中包括债券和中期票据。我们还向证券监管机构保留了目前的招股说明书，使其能够根据市场状况随时进入加拿大或美国的公开资本市场。此外，我们通过与多元化银行和机构提供承诺的信贷安排来保持充足的流动性，如有必要，这使我们能够在不进入资本市场的情况下为所有预期需求提供约一年的资金。截至2021年12月31日，我们遵守了我们承诺的信贷安排协议和定期债务契约的所有条款和条件。因此，我们可以获得所有的信贷安排，银行有义务为我们提供资金，并且一直在根据这些安排的条款为我们提供资金。
信用风险
订立衍生工具可能导致信用风险，因为交易对手有可能违约其合同义务。为了减轻这一风险，我们主要与拥有高投资级信用评级的机构进行风险管理交易。与衍生工具交易对手有关的信贷风险可透过维持及监察信贷风险限额及合约要求、净额结算安排，以及使用外部信用评级服务及其他分析工具持续监察交易对手信贷风险而减轻。
我们通常有一个政策，即与我们的大多数金融衍生品交易对手签订个别国际掉期和衍生品协会、国际公司协议或其他类似的衍生品协议。该等协议规定在发生破产或其他重大信贷事件时，对与特定交易对手未偿还的衍生工具进行净结算，并减少我们在该等情况下与交易对手未偿还的金融衍生资产头寸的信贷风险敞口。
公允价值计量
我们的金融资产和负债按公允价值按经常性基础计量，包括衍生工具。我们也披露了不按公允价值计量的其他金融工具的公允价值。金融工具的公允价值反映了我们基于普遍接受的估值技术或模型对市场价值的最佳估计，并得到可观察到的市场价格和利率的支持。当此类价值不可用时，我们根据可观察到的市场投入，从适用的收益率曲线中使用贴现现金流分析来估计公允价值。
项目8.财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致安桥的股东和董事会。
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了Enbridge Inc.及其子公司(统称为本公司)截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并财务状况表，以及截至2021年12月31日的三个年度内每个年度的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表，包括相关附注(统称为合并财务报表)。我们还审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，在各重大方面公平地反映了本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三个年度的经营业绩和现金流量。我们还认为，截至2021年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制该等综合财务报表、维持有效的财务报告内部控制，以及对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
商誉减值评估
如综合财务报表附注2和附注16所述，截至2021年12月31日，公司的商誉余额为327.75亿美元。正如管理层披露的那样，年度商誉减值评估于每年4月1日起在报告单位层面进行，或更频繁地在事件或情况表明商誉的账面价值可能减值时进行。管理层可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，管理层考虑了宏观经济趋势、监管环境的变化、资本可获得性、营业收入趋势以及行业状况的变化。量化商誉减值评估涉及确定本公司报告单位的公允价值，并将这些价值与包括商誉在内的每个报告单位的账面价值进行比较。公允价值是使用折现现金流和市盈率技术相结合的方法来估计的。使用贴现现金流量法确定公允价值时，需要使用与贴现率、预计营业收入、终端价值增长率、预期未来资本支出和营运资本水平相关的估计和假设。使用收益倍数技术确定公允价值时，需要对报告单位的可维持收益和收益乘数作出假设。本年度，对天然气输送和中游(天然气输送)报告单位进行了定量商誉减值评估，而对液体管道和天然气分配和储存报告单位进行了定性商誉减值评估。
我们决定执行与商誉减值评估相关的程序是一项重要审计事项的主要考虑因素，是管理层在以下情况下需要的重大判断：(I)为输气报告单位以外的所有报告单位制定与营业收入趋势有关的重大假设，以及(Ii)制定用于估计输气报告单位公允价值的折现率、预计营业收入、预期未来资本支出和收益乘数等重大假设。这导致审计师在执行程序时具有高度的判断力、努力和主观性，以评估在天然气传输报告单元的定性评估和定量评估中使用的管理层重大假设的合理性。此外，审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员协助执行程序和评价通过量化评估获得的审计证据。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层商誉减值评估相关的控制措施的有效性，包括控制(I)制定与定性评估中使用的营业收入趋势相关的重大假设，以及(Ii)确定天然气传输报告单位的公允价值估计。这些程序还包括(I)评估管理层在对公司报告单位进行定性评估时使用的重大假设的合理性，特别是与营业收入趋势有关的假设，以及(Ii)测试管理层制定天然气传输报告单位公允价值估计的程序。测试管理层制定输气报告单位公允价值估计的程序包括评估贴现现金流量和盈利倍数模型的适当性；测试模型中使用的基础数据的完整性、准确性和相关性；以及评估管理层在确定公允价值估计时使用的重大假设的合理性，包括贴现率、预计营业收入、预期未来资本支出和收益乘数。
评估预计营业收入及其趋势的合理性，以及预期的未来资本支出，涉及评估这些重要假设是否合理，考虑到公司报告单位当前和过去的业绩、外部行业数据以及在审计的其他领域获得的证据。具有专门技能和知识的专业人员被用来协助评估管理层贴现现金流和收益倍数模型的适当性，并评估模型中使用的假设的合理性，特别是贴现率和收益乘数。
/s/普华永道会计师事务所
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2022年2月11日
自1949年以来，我们一直担任本公司的审计师。
安桥。
合并损益表
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元，每股除外) | | | |
| 营业收入 | | | |
| 商品销售 | 26,873 | | 19,259 | | 29,309 | |
| 配气销售 | 4,026 | | 3,663 | | 4,205 | |
| 交通运输和其他服务 | 16,172 | | 16,165 | | 16,555 | |
总营业收入(注4) | 47,071 | | 39,087 | | 50,069 | |
| 运营费用 | | | |
| 商品成本 | 26,608 | | 18,890 | | 28,802 | |
| 配气成本 | 2,094 | | 1,779 | | 2,202 | |
| 运营和行政管理 | 6,712 | | 6,749 | | 6,991 | |
| 折旧及摊销 | 3,852 | | 3,712 | | 3,391 | |
| 长期资产减值准备 | — | | — | | 423 | |
| | | |
| 总运营费用 | 39,266 | | 31,130 | | 41,809 | |
| 营业收入 | 7,805 | | 7,957 | | 8,260 | |
股权投资收益(注13) | 1,711 | | 1,136 | | 1,503 | |
股权投资减值准备(注13) | (111) | | (2,351) | | — | |
| 其他收入/(支出) | | | |
| 净外币收益 | 286 | | 181 | | 477 | |
| 处置收益/(损失) | 319 | | (17) | | (300) | |
| 其他 | 374 | | 74 | | 258 | |
利息支出(注18) | (2,655) | | (2,790) | | (2,663) | |
| 所得税前收益 | 7,729 | | 4,190 | | 7,535 | |
所得税费用(注25) | (1,415) | | (774) | | (1,708) | |
收益 | 6,314 | | 3,416 | | 5,827 | |
| 可归属于非控股权益的收益 | (125) | | (53) | | (122) | |
可归属于控股权益的收益 | 6,189 | | 3,363 | | 5,705 | |
| 优先股股息 | (373) | | (380) | | (383) | |
普通股股东应占收益 | 5,816 | | 2,983 | | 5,322 | |
普通股股东应占每股普通股收益(注6) | 2.87 | | 1.48 | | 2.64 | |
普通股股东应占每股摊薄收益(注6) | 2.87 | | 1.48 | | 2.63 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
安桥。
综合全面收益表
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 收益 | 6,314 | | 3,416 | | 5,827 | |
| 其他综合收益/(亏损)，税后净额 | | | |
| 现金流量套期保值未实现损益变动 | 162 | | (457) | | (437) | |
| 净投资套期保值未实现收益变动 | 49 | | 102 | | 281 | |
| 股权投资的其他综合收益/(亏损) | (12) | | (1) | | 40 | |
| 公允价值套期保值的排除部分 | (5) | | 5 | | — | |
| 现金流量套期保值损失收益的重新分类 | 235 | | 198 | | 127 | |
| 重新分类为养恤金和其他退休后福利(OPEB)金额的收入 | 21 | | 13 | | 13 | |
| 重新归类为股权投资收益收益 | (62) | | — | | — | |
| 养老金和OPEB的精算损益 | 394 | | (167) | | (96) | |
| 外币折算调整 | (507) | | (853) | | (3,035) | |
| 其他综合收益/(亏损)，税后净额 | 275 | | (1,160) | | (3,107) | |
| 综合收益 | 6,589 | | 2,256 | | 2,720 | |
| 可归属于非控股权益的全面收益 | (95) | | (22) | | (7) | |
| 可归属于控股权益的全面收益 | 6,494 | | 2,234 | | 2,713 | |
| 优先股股息 | (373) | | (380) | | (383) | |
| 普通股股东应占全面收益 | 6,121 | | 1,854 | | 2,330 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
安桥。
合并权益变动表
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
(百万加元，每股除外) | | | |
优先股(注21) | | | |
| 年初和年终余额 | 7,747 | | 7,747 | | 7,747 | |
| | | |
| | | |
普通股(注21) | | | |
| 年初余额 | 64,768 | | 64,746 | | 64,677 | |
| | | |
| | | |
| 因行使股票期权而发行的股份 | 31 | | 22 | | 69 | |
| 年终余额 | 64,799 | | 64,768 | | 64,746 | |
| 额外实收资本 | | | |
| 年初余额 | 277 | | 187 | | — | |
| 基于股票的薪酬 | 28 | | 30 | | 34 | |
| 回购非控制性权益 | — | | — | | 65 | |
| 行使的期权 | (23) | | (21) | | (61) | |
| 互惠利益的变化 | 98 | | 76 | | 117 | |
| 其他 | (15) | | 5 | | 32 | |
| 年终余额 | 365 | | 277 | | 187 | |
| 赤字 | | | |
| 年初余额 | (9,995) | | (6,314) | | (5,538) | |
| 可归属于控股权益的收益 | 6,189 | | 3,363 | | 5,705 | |
| 优先股股息 | (373) | | (380) | | (383) | |
| 宣布普通股股息 | (6,818) | | (6,612) | | (6,125) | |
| 支付给互惠股东的股息 | 8 | | 17 | | 18 | |
修改后的追溯采用ASU 2016-13金融工具-信贷损失 | — | | (66) | | — | |
| 其他 | — | | (3) | | 9 | |
| 年终余额 | (10,989) | | (9,995) | | (6,314) | |
累计其他综合收益/(亏损)(注23) | | | |
| 年初余额 | (1,401) | | (272) | | 2,672 | |
| 普通股股东应占其他综合收益/(亏损)，税后净额 | 305 | | (1,129) | | (2,992) | |
| 其他 | — | | — | | 48 | |
| 年终余额 | (1,096) | | (1,401) | | (272) | |
| 互惠持股 | | | |
| 年初余额 | (29) | | (51) | | (88) | |
| 互惠利益的变化 | 29 | | 22 | | 37 | |
| 年终余额 | — | | (29) | | (51) | |
| 总Enbridge Inc.股东权益 | 60,826 | | 61,367 | | 66,043 | |
非控制性权益(注20) | | | |
| 年初余额 | 2,996 | | 3,364 | | 3,965 | |
| 可归属于非控股权益的收益 | 125 | | 53 | | 122 | |
| 其他可归因于非控股权益的综合亏损，税后净额 | | | |
| 现金流套期保值未实现亏损变动 | (15) | | (6) | | (7) | |
| 外币折算调整 | (15) | | (25) | | (108) | |
| | | |
| | (30) | | (31) | | (115) | |
| 可归属于非控股权益的全面收益 | 95 | | 22 | | 7 | |
| | | |
| | | |
| 分配 | (271) | | (300) | | (254) | |
| 投稿 | 15 | | 23 | | 12 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 赎回非控制性权益 | (293) | | (112) | | (300) | |
| 回购非控制性权益 | — | | — | | (65) | |
| 其他 | — | | (1) | | (1) | |
| 年终余额 | 2,542 | | 2,996 | | 3,364 | |
| 总股本 | 63,368 | | 64,363 | | 69,407 | |
| 每股普通股支付的股息 | 3.34 | | 3.24 | | 2.95 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
安桥。
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 经营活动 | | | |
| 收益 | 6,314 | | 3,416 | | 5,827 | |
| 将收益与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | |
| 折旧及摊销 | 3,852 | | 3,712 | | 3,391 | |
递延所得税费用(注25) | 1,091 | | 447 | | 1,156 | |
未实现衍生工具公允价值收益净额 (注24) | (173) | | (756) | | (1,751) | |
| 股权投资收益 | (1,711) | | (1,136) | | (1,503) | |
| 来自股权投资的分配 | 1,630 | | 1,392 | | 1,804 | |
| 长期资产减值准备 | — | | — | | 423 | |
| 股权投资减值准备 | 111 | | 2,351 | | — | |
| | | |
| (收益)/处置损失 | (319) | | (6) | | 254 | |
| 其他 | 77 | | 268 | | 56 | |
经营性资产和负债的变动 (注28) | (1,616) | | 93 | | (259) | |
| 经营活动提供的净现金 | 9,256 | | 9,781 | | 9,398 | |
| 投资活动 | | | |
| 资本支出 | (7,818) | | (5,405) | | (5,492) | |
| 长期投资和限制性长期投资 | (640) | | (487) | | (1,159) | |
| 超过累计收益的股权投资分配 | 533 | | 705 | | 417 | |
| 无形资产的附加值 | (275) | | (215) | | (200) | |
| 收购 | (3,785) | | (24) | | — | |
| 处置所得收益 | 1,263 | | 265 | | 2,110 | |
| 关联贷款，净额 | 65 | | (16) | | (314) | |
| 其他 | — | | — | | (20) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (10,657) | | (5,177) | | (4,658) | |
| 融资活动 | | | |
| 短期借款净变化 | 394 | | 223 | | (127) | |
| 商业票据和信贷安排提款的净变化 | 2,960 | | 1,542 | | 825 | |
| 债券和定期票据发行，扣除发行成本 | 8,032 | | 5,230 | | 6,176 | |
| 债券和定期票据的偿还 | (2,264) | | (4,463) | | (4,668) | |
| | | |
| | | |
| 非控制性权益的贡献 | 15 | | 23 | | 12 | |
| 对非控股权益的分配 | (271) | | (300) | | (254) | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 已发行普通股 | 5 | | 5 | | 18 | |
| 优先股股息 | (367) | | (380) | | (383) | |
| 普通股分红 | (6,766) | | (6,560) | | (5,973) | |
| | | |
赎回子公司持有的优先股(注20) | (415) | | — | | (300) | |
| 其他 | (87) | | (90) | | (71) | |
| 融资活动提供的/(用于)的现金净额 | 1,236 | | (4,770) | | (4,745) | |
| 外币计价现金、现金等价物和限制性现金的换算效果 | (5) | | (20) | | 44 | |
| 现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少) | (170) | | (186) | | 39 | |
| 年初现金及现金等价物和限制性现金 | 490 | | 676 | | 637 | |
| 年终现金及现金等价物和限制性现金 | 320 | | 490 | | 676 | |
| 补充现金流量信息 | | | |
| 缴纳所得税的现金 | 489 | | 524 | | 571 | |
| 利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额 | 2,427 | | 2,538 | | 2,738 | |
| 财产、厂房和设备非现金应计项目 | 831 | | 801 | | 730 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
安桥。
合并财务状况表
| | | | | | | | |
| 12月31日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元；百万股数量) | | |
| 资产 | | |
| 流动资产 | | |
| 现金和现金等价物 | 286 | | 452 | |
| 受限现金 | 34 | | 38 | |
应收账款及其他(注9) | 6,862 | | 5,258 | |
| 联属公司应收账款 | 107 | | 66 | |
库存 (注10) | 1,670 | | 1,536 | |
| | 8,959 | | 7,350 | |
财产、厂房和设备、净值(注11) | 100,067 | | 94,571 | |
长期投资 (注13) | 13,324 | | 13,818 | |
受限的长期投资(注14) | 630 | | 553 | |
| 递延金额和其他资产 | 8,613 | | 8,446 | |
无形资产，净额(注15) | 4,008 | | 2,080 | |
商誉(注16) | 32,775 | | 32,688 | |
递延所得税 (注25) | 488 | | 770 | |
| 总资产 | 168,864 | | 160,276 | |
| | |
| 负债和权益 | | |
| 流动负债 | | |
短期借款 (注18) | 1,515 | | 1,121 | |
应付帐款及其他(注17) | 9,767 | | 9,228 | |
| 应付联属公司的帐款 | 90 | | 22 | |
| 应付利息 | 693 | | 651 | |
长期债务的当期部分(注18) | 6,164 | | 2,957 | |
| | 18,229 | | 13,979 | |
长期债务(注18) | 67,961 | | 62,819 | |
| 其他长期负债 | 7,617 | | 8,783 | |
递延所得税 (注25) | 11,689 | | 10,332 | |
| 105,496 | | 95,913 | |
承付款和或有事项(注30) | | |
| | |
| 权益 | | |
股本(注21) | | |
| 优先股 | 7,747 | | 7,747 | |
普通股 (2,026截至2021年12月31日和2020年12月31日) | 64,799 | | 64,768 | |
| | |
| 额外实收资本 | 365 | | 277 | |
| 赤字 | (10,989) | | (9,995) | |
累计其他综合损失(注23) | (1,096) | | (1,401) | |
| 互惠持股 | — | | (29) | |
| 总Enbridge Inc.股东权益 | 60,826 | | 61,367 | |
非控制性权益(注20) | 2,542 | | 2,996 | |
| | 63,368 | | 64,363 | |
| 负债和权益总额 | 168,864 | | 160,276 | |
可变利益实体(VIE)(注12)
附注是这些合并财务报表的组成部分。
合并财务报表附注
索引
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 1. | 业务概述 | 103 |
| 2. | 重大会计政策 | 104 |
| 3. | 会计政策的变化 | 115 |
| 4. | 收入 | 116 |
| 5. | 分段信息 | 121 |
| 6. | 普通股每股收益 | 123 |
| 7. | 监管事项 | 123 |
| 8. | 收购和处置 | 126 |
| 9. | 应收账款及其他 | 129 |
| 10. | 库存 | 129 |
| 11. | 物业、厂房及设备 | 129 |
| 12. | 可变利息实体 | 130 |
| 13. | 长期投资 | 133 |
| 14. | 受限的长期投资 | 135 |
| 15. | 无形资产 | 136 |
| 16. | 商誉 | 137 |
| 17. | 应付帐款及其他 | 137 |
| 18. | 债务 | 138 |
| 19. | 资产报废债务 | 141 |
| 20. | 非控制性权益 | 142 |
| 21. | 股本 | 142 |
| 22. | 股票期权和股票单位计划 | 145 |
| 23. | 累计其他综合收益/(亏损)构成 | 148 |
| 24. | 风险管理与金融工具 | 149 |
| 25. | 所得税 | 161 |
| 26. | 退休金和其他退休后福利 | 164 |
| 27. | 租契 | 173 |
| 28. | 经营性资产和负债的变动 | 175 |
| 29. | 关联方交易 | 175 |
| 30. | 承付款和或有事项 | 176 |
| 31. | 担保 | 177 |
| | |
| 32. | 季度财务数据(未经审计) | 178 |
1. 业务概述
本报告中使用的术语“我们”、“我们”、“我们”和“Enbridge”统称为Enbridge Inc.及其子公司，除非上下文另有说明。这些术语仅用于方便使用，并不是对Enbridge内任何单独的法律实体的准确描述。
Enbridge是一家上市的能源运输和分销公司。我们通过以下途径开展业务五业务细分：液体管道、天然气输送和中游、天然气分配和储存、可再生发电和能源服务。这些报告部分是由高级管理层设立的战略业务单位，以促进我们长期目标的实现，帮助做出资源分配决策，并评估运营业绩。
液体管道
液体管道由加拿大和美国境内输送不同等级原油和其他液态碳氢化合物的管道和终端组成，包括主线系统、区域油砂系统、墨西哥湾沿岸和中大陆、Southern Lights管道、Express-Platte系统、Bakken系统和支线管道等。该细分市场还包括2021年10月12日收购的Moda Midstream Operating，LLC(Moda(注8)是墨西哥湾沿岸和中大陆的组成部分。
输气与中游
天然气传输和中游包括我们在加拿大和美国的天然气管道和收集和加工设施的投资，包括美国天然气传输、加拿大天然气传输、美国中游和其他。
气体的分配和储存
天然气分配和储存由我们的天然气公用事业业务组成，其核心是Enbridge Gas Inc.(Enbridge Gas)，为安大略省各地的住宅、商业和工业客户提供服务。该业务部门还包括在魁北克的天然气分销活动和对Noverco Inc.的投资。我们于2021年12月30日将我们在Noverco的投资出售给了Trencap L.P.(注13).
可再生能源发电
可再生发电主要包括对风能和太阳能资产的投资，以及地热、余热回收和输电资产。在北美，资产主要分布在艾伯塔省、萨斯喀彻温省、安大略省和魁北克省，以及科罗拉多州、德克萨斯州、印第安纳州和西弗吉尼亚州。我们在英国、德国和法国也有正在运营和正在开发的海上风能资产。
能源服务
我们在加拿大和美国的能源服务业务承担实物商品营销活动和物流服务，以管理我们在各种管道系统上的产量承诺。Energy Services还向北美炼油商、生产商和其他客户提供能源营销服务。
淘汰和其他
除上述业务部门外，抵销和其他包括没有分配给业务部门的运营和行政成本以及外汇对冲计划。抵销和其他还包括新的业务开发活动和公司投资。
2. 重大会计政策
这些综合财务报表是根据美国公认会计原则(美国公认会计原则)编制的。除非另有说明，否则金额以加元表示。作为美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)注册人，我们被允许使用美国公认会计准则来满足我们在加拿大和美国的持续披露要求。
预算的列报和使用依据
根据美国公认会计原则编制财务报表时，管理层须作出估计及假设，以影响资产、负债、收入及开支的呈报金额，以及在综合财务报表中披露或有资产及负债。编制综合财务报表时使用的重大估计数和假设包括但不限于：收入中包含的可变对价(注4)；监管资产和负债的账面价值(注7)；采购价格分配(注8)未账单收入；预期信贷损失；折旧率和财产、厂房和设备的账面价值(注11)无形资产的摊销率和账面价值(注15)商誉的计量(注16)资产报废债务的公允价值(ARO)(注19)；股票薪酬的估值(注22)金融工具的公允价值(注24)；所得税拨备(注25)；用于衡量退休福利和OPEB的假设(注26)承付款和或有事项(注30)；估计与环境补救义务有关的损失(注30)。实际结果可能与这些估计不同。
我们综合财务报表中的某些比较数字已重新分类，以符合本年度的列报方式。
合并原则
合并财务报表包括我们的账目以及我们是主要受益人的子公司和VIE的账目。VIE是指在没有额外附属财务支持的情况下没有足够的风险股本为其活动提供资金的法人实体，或者其结构使得股权投资者缺乏通过投票权就实体的运营做出重大决定的能力，或者没有实质性地参与实体的损益。在合同协议开始时，我们进行评估，以确定该安排是否包含某一法人实体的可变权益，以及该法人实体是否为VIE。主要受益人既有权指导VIE的活动，对实体的经济表现产生最重大的影响，也有义务承担损失，或有权从VIE实体获得可能对VIE产生重大影响的利益。如果我们得出结论认为我们是VIE的主要受益者，我们就合并VIE的账目。我们评估实体中的所有可变利益，并在确定我们是否为主要受益者时使用我们的判断。其他考虑的定性因素包括决策责任、VIE资本结构、风险和报酬分享、与VIE的合同协议、投票权和其他各方的参与程度。如果与VIE相关的事实和情况发生变化，我们将在持续的基础上评估VIE的主要受益人决定。如果确定一个实体不是VIE，则应用有投票权的实体模型，持有多数投票权的投资者合并该实体。合并财务报表还包括我们代表普通合伙人的任何有限合伙企业的账目，并根据所有事实和情况控制这种有限合伙企业，除非有限合伙人拥有实质性的参与权或实质性的退出权。对于我们在资产和负债中保留不可分割权益的某些投资，我们会按比例记录我们在资产、负债、收入和费用中的份额。
所有重要的公司间账户和交易在合并后被注销。由不控制该实体的其他方代表的子公司的所有权权益在合并财务报表中作为非控股权益的活动和余额列示。我们对其施加重大影响的投资和实体采用权益法核算。
监管
我们业务的某些部分受到不同当局的监管，包括但不限于加拿大能源监管机构、联邦能源监管委员会、艾伯塔省能源监管机构、安大略省能源局和魁北克能源公司。监管机构在建筑、差饷和差饷制定以及与客户达成协议等事务上行使法定权力。为确认监管机构行动的经济影响，在这些业务中确认某些收入和支出的时间可能不同于美国公认会计准则对不受利率监管的实体的预期。
监管资产是指预计在未来一段时间内通过利率从客户那里收回的金额。监管责任是指预计将在未来期间通过差饷退还给客户的金额，或预计将支付的与CER的土地事项咨询倡议(LMCI)相关的未来放弃成本。如果我们确定了表明可能减值的事件，则对监管资产进行减值评估。监管资产和负债的确认基于监管机构的行动或预期的未来行动。如果监管机构的行动与我们的预期不同，收回或结算监管余额的时间和金额可能与记录的情况有很大不同。在没有利率监管的情况下，我们通常不会确认监管资产或负债，收益影响将在发生费用或赚取收入的期间记录。当预期有关金额将通过监管机构批准的未来利率收回或结算时，监管资产或负债将就递延所得税确认。我们相信，在2021年12月31日，我们的监管资产很可能在附注7--规管事宜.
建筑期间使用的资金拨备(AFUDC)计入不动产、厂房和设备费用，并作为相关资产总成本的一部分在未来期间折旧。AFUDC既包括利息部分，也包括股权成本部分(如果得到监管机构的批准)，两者都根据监管协议中规定的利率资本化。对收益的相应影响计入利息部分的利息支出和权益部分的其他收入/(支出)。在缺乏利率监管的情况下，我们将使用基于我们的借款成本的资本化率来资本化利息，而资本化的股本组成部分、建设阶段的相应收益以及随后与股本组成部分相关的折旧将不被确认。
根据某些监管机构规定的集合方法，无法确定AFUDC的权益部分的账面价值或其对折旧的影响。同样，某些特定固定资产在任何一年的报废损益都不能确定或量化。
在监管机构的批准下，某些业务会将特定运营成本的一定比例资本化。这些业务被授权计入折旧，并在未来几年从此类资本化成本的账面净值中赚取回报。在没有费率监管的情况下，此类运营成本的一部分将计入所发生年度的收益。.
对于美国公认会计原则对逐步实施计划的指导适用的某些受监管的业务，在运输通行费中收回的协商折旧率可能低于长期合同最初几年按照美国公认会计原则计算的折旧费用，但在通行费超过折旧的未来期间回收。此类资产的折旧费用按照美国公认会计原则和不是对监管资产进行记录。
收入确认
对于不受费率管制的业务，收入在产品交付或服务完成时记录，收入金额可以可靠地衡量，并合理地保证可收入性。在签署协议之前以及整个合同期限内都要评估客户的信誉。液体和天然气管道业务的某些收入根据承诺的交付合同条款确认，而不是根据收到的现金通行费确认。
根据长期按需或付合同，托运人有义务在合同期内按比例支付固定金额，无论发货量如何，这些合同可能包含补充权。补充权由托运人在期间内未使用最低数量承诺时赚取，但在某些情况下可用于抵消未来期间的超额，但须受到期日的限制。我们确认与补充权相关的收入的时间在补充量装运、补充权到期或确定托运人利用补充权的可能性微乎其微的较早时间。
某些海上管道运输合同要求我们在基础生产油田的整个生命周期内提供运输服务。根据这些安排，托运人在一段规定的时间内每月向我们支付固定的通行费，这段时间可能短于基本生产油田的估计储备寿命，从而导致合同期限超过现金收款期。固定的每月通行费收入在整个合同期内向托运人提供的承诺量上按费率确认，无论何时收到现金。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，根据补充权和类似递延收入安排确认的合同收入后，收到的现金净额为#美元。127百万，$2921000万美元和300万美元169分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
对于受利率管制的业务，收入以与监管机构批准的基础协议一致的方式确认。天然气公用事业收入是根据定期仪表读数和从最后一个仪表读数到报告期末的客户使用量估计来记录的。估算值基于历史消费模式和采暖天数。采暖度天数是冷度的一种衡量标准，它表示在我们的经销专营区用于供暖的天然气的体积要求。
我们的能源服务分部订立商品买卖安排，按毛额记录，因为相关合约并非为交易目的而持有，而我们在交易中担任委托人。
我们最大的非关联客户约占13.5占我们截至2021年12月31日的年度第三方收入的百分比，以及13.6截至2020年12月31日的年度的百分比。在截至2019年12月31日的年度中，没有任何非关联客户超过我们第三方收入的10%。
衍生工具和套期保值
不合格的衍生品
非合格衍生工具主要用于在经济上对冲外汇、利率和大宗商品价格收益敞口。不符合资格的衍生工具按公允价值计量，公允价值变动在商品销售、运输和其他服务收入、商品成本、运营和行政费用、净外币收益/(亏损)和利息支出的收益中确认。
合格套期保值关系中的衍生产品
我们使用衍生品金融工具来管理我们对大宗商品价格、汇率、利率变化的敞口，以及与我们的股价挂钩的某些薪酬。套期保值会计是可选的，要求我们记录套期保值关系，并测试套期保值项目在持续基础上抵消被套期保值项目的公允价值或现金流量变化的有效性。我们用套期保值交易呈现了套期保值项目的收益效应。符合条件的套期保值关系中的衍生品分为现金流量套期保值、公允价值套期保值或净投资对冲。
现金流对冲
我们使用现金流对冲来管理我们对大宗商品价格、汇率、利率变化的敞口，以及与我们的股价挂钩的某些薪酬。现金流量对冲工具的公允价值变动计入其他全面收益/(亏损)(保监处)，并在被对冲项目影响收益时重新分类为收益。
如被指定为现金流对冲的衍生工具失效或终止，对冲会计将停止，而于该日期的收益或亏损将于保监处递延，并于相关交易同时于收益中确认。如果预期的套期保值交易不再可能，收益或损失立即在收益中确认。衍生工具的后续损益如已停止进行对冲会计处理，则在其发生期间的收益中予以确认。
公允价值对冲
我们可以使用公允价值对冲来对冲债务工具的公允价值。对冲工具的公允价值变动随指定为对冲关系一部分的资产或负债的对冲风险的公允价值变动计入收益。若公允价值对冲终止或失效，该资产或负债的对冲风险将不再按公允价值重新计量，而对对冲项目账面价值的累计公允价值调整将在对冲项目剩余寿命的收益中确认。
净投资对冲
我们在海外业务中的净投资从其功能货币转换为Enbridge的加元显示货币所产生的收益和损失包括在OCI的一个组成部分--累计转换调整(CTA)中。我们目前已指定部分美元计价债务以及前期外汇远期合约组合，作为我们对美元计价投资和子公司的净投资的对冲。因此，外币衍生工具的公允价值变动以及美元债务的换算都反映在保监处。以前在累计其他全面收益/(亏损)(AOCI)中确认的金额在出售外国业务所产生的对冲净投资减少时重新归类为收益。
衍生品的分类
吾等确认综合财务状况表内衍生工具的公允价值为流动及非流动资产或负债，视乎结算时间及衍生工具所产生的现金流量而定。与超过一年的现金流量相关的公允价值金额被归类为非流动。
与衍生工具相关的现金流入和流出在综合现金流量表中归类为经营活动。
资产负债表抵销
衍生工具所产生的资产及负债可于综合财务状况表内抵销，前提是我们有法定权利及意向按净额结算。
交易成本
交易成本是与购买金融资产或发行金融负债直接相关的增量成本。我们主要从发行债务中产生交易成本，并在综合财务状况表中将这些成本作为长期债务的减少进行会计处理。这些成本在相关债务工具的期限内按实际利率法摊销，并计入利息支出。
股权投资
我们对其施加重大影响，但不具有控股权的股权投资，采用权益法核算。股权投资最初按成本计量，并根据我们在未分配股权收益或亏损中的比例进行调整。股权投资因向被投资方作出的贡献而增加，而因从被投资方收到的分配而减少。在股权被投资方开展必要活动以开始其计划本金业务的情况下，我们将在此期间对与投资相关的利息成本进行资本化。
受限的长期投资
就CER LMCI而言，受限于提取或使用的长期投资在综合财务状况表中作为限制性长期投资列报。
其他投资
一般而言，我们将我们对其没有重大影响且公允价值不容易确定的实体的股权投资归类为使用公允价值计量替代方案(FVMA)计量的其他投资。这些投资按成本减去减值(如有)，加上或减去同一发行人相同或相似投资的有序交易中发生的可观察到的价格变化的影响。使用FVMA计量的股权证券投资在每个报告期都会对减值进行审查，并在发现客观减值证据的情况下减记至其公允价值。公允价值可随时确定的股权投资按公允价值通过收益计量。从股权证券投资中获得的股息在收受支付权确定时在收益中确认。
对债务证券的投资被归类为可供出售，并通过保监处按公允价值计量。
非控制性权益
非控股权益指归属于某些合并附属公司的第三方所有权权益。在该等实体中并非由吾等拥有的权益部分在综合财务状况表的权益部分反映为非控股权益。
所得税
所得税采用负债法核算。递延所得税资产和负债是根据资产和负债的计税基准与其账面价值之间的临时差异进行会计记录的。递延所得税资产和负债使用预期在暂时性差异发生逆转时适用的税率来计量。对于我们受监管的业务，递延所得税负债或资产分别与相应的监管资产或负债一起确认，前提是可以通过税率追回税款。任何与税收有关的利息和/或罚金都反映在所得税支出中。
外币交易和换算
外币交易是指条款以Enbridge或报告子公司经营所在的主要经济环境的货币以外的货币计价的交易，称为功能货币。以外币计价的交易按交易当日的汇率折算为本位币。以外币计价的货币资产和负债按资产负债表日的有效汇率折算为功能货币。货币资产和负债折算产生的汇兑损益在产生汇兑损益的期间计入综合收益表。
将外国业务的功能货币转换为我们的加元表示货币所产生的收益和损失包括在AOCI的CTA组成部分中，并在出售外国业务时的收益中确认。资产和负债账户按资产负债表日的有效汇率换算，而收入和费用按月平均汇率换算。
现金和现金等价物
现金及现金等价物包括购买时期限至到期日不超过三个月的短期投资。
受限现金
根据特定商业安排，限制提取或使用的现金和现金等价物在综合财务状况表中作为限制性现金列报。
贷款和应收账款
联属长期应收票据采用实际利率法按摊销成本计量，并扣除已确认的任何减值损失。应收账款和其他账款按成本计量。利息收入在收益中确认，因为它是随着时间的推移而赚取的。
当前预期信贷损失
对于应收账款，使用损失准备矩阵来衡量终身预期信用损失。该矩阵考虑了按应收账款年龄划分的历史信贷损失，并根据任何前瞻性信息和管理层预期进行了调整。其他应收贷款及适用的表外承诺采用贴现现金流量法，根据与交易对手的信用评级及贷款或承诺的相关期限相关的历史违约概率率，并根据前瞻性信息和管理层预期进行调整，计算当前预期信贷损失。
天然气失衡
综合财务状况表包括因从客户收到和为客户交付的气体量差异而产生的余额。由于某些不平衡是实物结算，余额的变化不会对我们的综合收益表或综合现金流量表产生影响。大部分欠本公司或欠本公司的天然气产量均按资产负债表日的天然气市场指数价格估值。
盘存
库存包括Enbridge Gas持有的天然气、主要由能源服务部门的企业持有的原油和天然气以及材料和供应。Enbridge Gas持有的天然气按英国独立审计委员会在确定分销费率时批准的季度价格进行记录。实际购买的天然气价格可能与OEB批准的价格不同。批准的价格与实际购买天然气成本之间的差额将递延，作为未来退款的负债，或作为经OEB批准的资产收集。其他存货按加权平均基础上确定的成本或市场价值中的较低者入账。处置时，其他商品存货按加权平均存货成本计入综合收益表的商品成本，包括为将存货降至市价而记录的任何调整。材料和用品库存以平均成本或可变现净值中的较低者入账。
财产、厂房和设备
不动产、厂房和设备按历史成本入账。用于建设、扩建、重大更新和改造的支出记为资本化。维护和维修费用在发生时计入费用。如果预期项目开发支出将产生未来效益，则将其资本化。我们将建设期间产生的利息资本化为非利率管制资产。对于受利率管制的资产，AFUDC计入物业、厂房和设备成本，并在未来期间作为相关资产总成本的一部分进行折旧。AFUDC既包括利息部分，也包括股权成本部分(如果得到监管机构的批准)。
二使用了主要的折旧方法。对于不同的资产，折旧一般是在资产投入使用时开始的估计使用寿命内以直线基础计提的。对于具有可比较使用年限的大体上同质的资产组，遵循财产、厂房和设备的集合核算方法，将类似的资产分组并作为集合进行折旧。当集团资产报废或以其他方式处置时，损益通常不会反映在收益中，而是作为对累计折旧的调整入账。
租契
当客户有权从资产的使用中获得几乎所有的经济利益，以及有权指示资产的使用时，我们将安排视为租赁。本公司于综合财务状况表中确认为期12个月或以上之经营租赁安排之使用权资产及相关租赁负债。我们不将承租人合同中的非租赁部分与相关租赁部分分开，并将这两个部分作为一个单独的租赁部分进行核算。当满足某些条件时，我们在经营出租人租赁的合同中结合租赁和非租赁成分。净收益资产的减值评估采用适用于其他长期资产的相同方法。
租赁负债和ROU资产需要使用判断和估计，以确定租赁期限、适当的贴现率、安排是否包含租赁、ROU资产是否有任何减值指标以及是否应将任何ROU资产与其他长期资产组合在一起进行减值测试。
递延金额和其他资产
递延金额及其他资产主要包括监管当局已准许或预期可透过未来比率收回的成本，包括：递延所得税；对长期债务的公允价值调整；移走先前已退役或退役厂房资产的实际成本；以及固定收益退休金计划产生的精算损益。
无形资产
无形资产主要包括某些软件成本、客户关系和排放额度。我们将内部使用软件项目的应用程序开发阶段发生的成本资本化. 客户关系代表与客户签订的长期协议的潜在关系，这些协议在收购时被资本化。无形资产一般以直线方式在其预期寿命内摊销，自资产可供使用时开始摊销，但排放限额除外，该等资产不会摊销，因为它们将在到期时用于履行合规义务。
商誉
商誉是指收购一家企业时，购买价格超过可确认净资产公允价值的部分。商誉的账面价值(未摊销)每年或更频繁地评估减值，如果发生的事件或情况变化表明商誉的账面价值可能会减值。我们在4月1日对商誉余额进行年度审查。
我们在报告单位层面进行年度减值审查，通过评估我们运营部门的组成部分是否构成可获得离散信息的业务、部门管理层是否定期审查这些组成部分的运营结果以及经济和监管特征是否相似来确定减值。
我们可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，我们会为每个报告单位确定公允价值的驱动因素，并评估自上次公允价值评估以来，这些驱动因素是否受到相关事件和情况的积极或负面影响。我们的评估包括但不限于对宏观经济趋势、监管环境、资本可获得性、运营收入趋势和行业状况的评估。基于我们对定性因素的评估，如果我们确定报告单位的公允价值很可能少于其账面价值，则会进行商誉减值量化评估。
量化商誉减值评估涉及确定我们报告单位的公允价值，并将这些价值与每个报告单位的账面价值进行比较。如果报告单位的账面价值(包括已分配商誉)超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。这一金额不应超过商誉的账面价值。我们报告单位的公允价值是使用折现现金流和盈利倍数技术相结合的方法估计的。使用贴现现金流量法确定公允价值时，需要使用与贴现率、预计营业收入、终端价值增长率、资本支出和营运资本水平相关的估计和假设。现金流预测包括与贴现率和预期未来资本支出有关的重大判断和假设。使用收益倍数技术确定公允价值时，需要对报告单位的可维持收益和收益乘数作出假设。
对持有待售和已处置业务的商誉分配是根据相关报告单位所包括业务的相对公允价值进行的。
2021年4月1日，我们对输气和中游报告单位进行了商誉减值量化评估，对液体管道和天然气分配和储存报告单位进行了定性评估。我们的商誉减值评估不会产生减值费用。此外，我们在2021年剩余时间内没有确定任何商誉减值指标。
减损
我们会在事件或环境变化需要时审查我们长期资产的账面价值。如果确定一项资产的账面价值超过其预期的未贴现现金流量，我们将根据贴现现金流量计算公允价值，并在账面价值超过公允价值的范围内减记该资产。
关于债务证券和股权投资的投资，我们在每个资产负债表日期评估是否有客观证据表明，通过完成对影响投资的因素的定量或定性分析，金融资产已减值。如果存在减值的客观证据，我们使用可观察到的市场投入对预期贴现现金流进行估值。我们确定低于账面价值的下降是否是权益法投资的非暂时性的，还是由于债务证券投资的信用损失所致。如果权益法投资的下降被确定为非暂时性的，或由于债务证券投资的信用损失，则减值费用计入收益，抵销资产账面价值的减少。
资产报废债务
与长期资产报废相关的应收账款按公允价值计量，并在可合理确定的期间确认为应付账款和其他或其他长期负债。公允价值接近于第三方执行注销该等资产所需任务所收取的成本，并按预期未来现金流的现值确认。ARO计入相关资产的账面价值，并在资产的使用年限内折旧。相应的负债随着时间的推移通过费用计入收益而增加，并通过退役和填海的实际成本减少。我们对退休成本的估计可能会因成本估计和监管要求的变化而改变。目前，对于我们的大部分资产，由于资产报废的时间和范围不确定，无法对ARO做出合理的估计。
退休金和其他退休后福利
我们发起了固定收益和固定缴费养老金计划，以及固定收益OPEB计划，这些计划提供团体医疗保健、人寿保险福利和其他退休后福利。
固定福利养恤金债务和定期福利净成本是使用预计单位贷方法估计的，该方法纳入了管理层对未来薪金水平、其他费用上升、雇员退休年龄和其他精算因素的最佳估计，包括贴现率和死亡率。OPEB福利债务和定期福利净成本是使用预计单位贷方法估算的，在这种方法中，福利归因于服务年限，同时考虑到福利成本的预测。
我们使用美国精算师学会(2021年修订)和加拿大精算师学会(2014年修订)发布的死亡率表来衡量我们的美国养老金计划(美国计划)和我们的加拿大养老金计划(加拿大计划)的福利义务。
我们参考高质量长期公司债券的利率来确定贴现率，这些债券的到期日与我们根据各自计划预期的未来付款时间大致相同。
基金养老金和OPEB计划资产按公允价值计量。根据与计划资产有关的投资政策，使用与市场相关的价值和对投资资产组合的假设来确定基金养恤金和业务流程外计划资产的预期回报。与市场相关的价值反映了与类似资产的长期历史平均水平一致的估计投资回报。
精算损益产生于该期间计划资产的实际收益率和预期收益率之间的差额(供供资的养恤金和业务流程规划计划)，或由于用于确定应计福利债务的精算假设的变化，包括贴现率、人数变化和薪金膨胀情况。
计划资产的公允价值超过计划福利义务的公允价值，在合并财务状况表中确认为递延金额和其他资产。计划福利债务的公允价值超过计划资产的公允价值，在综合财务状况表中确认为应付账款和其他及其他长期负债。
净定期福利成本计入收益，包括：
•为换取雇员在该年度提供的服务而提供的福利费用(当期服务费用)；
•计划债务的利息成本；
•计划资产的预期回报率(基金养老金计划和OPEB计划)；
•按计划涵盖的在职雇员群体的预期平均剩余服务期以直线方式摊销以前的服务费用；以及
•在计划涵盖的在职雇员群体的预期平均剩余服务年限内，摊销超过应计福利债务或计划资产公允价值的10%以上的累计未确认净精算损益。
我们的非公用事业业务的固定收益养老金计划和固定收益OPEB计划产生的累计未确认净精算损益和以前的服务成本在综合权益变动表中作为AOCI的组成部分列报。在此期间产生的任何未确认的精算损益以及与这些计划有关的先前服务费用和抵免被确认为扣除税后的保险业保险的组成部分。我们的公用事业业务的固定收益养老金计划产生的累计未确认净精算损益和先前服务成本，已经或预计将得到监管机构的允许，将通过未来费率收回，在综合报表中作为递延金额和其他资产的组成部分列报。
财务状况。
我们的公用事业业务还记录了监管调整，以反映某些用于会计目的的净定期福利成本与用于制定费率目的的净定期福利成本之间的差异。抵销监管资产或负债的入账范围为预期从客户处收取或向客户退还的定期福利成本净额，分别以未来利率计入。在缺乏利率监管的情况下，监管资产或负债将不会入账，定期福利净成本将按应计制计入收益和保监处。
对于固定缴款计划，我们所作的缴款将在缴款发生的期间支出。
基于股票的薪酬
已授予的激励性股票期权(ISO)采用公允价值法记录。根据这种方法，补偿费用在授予日根据Black-Scholes-Merton模型计算的ISO公允价值计量，并在归属期间或提前退休资格期间较短的时间内以直线基础确认，并相应计入额外实收资本。当期权被行使时，额外实收资本的余额被转移到股本中。
绩效股票单位(PSU)和限制性股票单位(RSU)是现金结算的奖励，每个报告期都会重新计量相关负债。PSU在完成三年制定期和RSU从授予之日起每年授予三分之一。在归属期间，补偿费用根据已发行单位数和Enbridge股份的当前市场价格入账，并与应付账款和其他或其他长期负债相抵销。PSU的价值还取决于我们相对于计划规定的业绩目标的业绩。
承付款、或有事项和环境负债
我们视情况支出或资本化持续遵守与过去或当前运营相关的环境法规的支出。我们通过预防或消除未来的污染，为补救过去作业造成的现有环境污染而产生的费用，不利于未来的时期。当评估表明补救工作是可能的，并且成本可以合理估计时，我们记录环境事项的责任。对环境责任的估计是基于现有事实、现有技术和目前颁布的法律和法规，并考虑到通货膨胀和其他因素可能产生的影响。这些数额还考虑了以前修复受污染场地的经验、其他公司的清理经验和政府组织发布的数据。我们的估计可能会在未来期间根据实际成本或新信息进行修订，并按未贴现金额计入综合财务状况表中的应付账款和其他及其他长期负债。由于上述任何类别或所有类别的变化，包括监管机构修改或修订的要求、罚款和罚款以及与诉讼和索赔解决有关的支出，总是有可能招致与环境责任有关的额外费用。我们将从保险覆盖范围获得的回收与负债分开评估，当可能收回时，我们在综合财务状况表中将资产与相关负债分开记录和报告。
于充分分析现有资料后，吾等确定一项资产可能已减值，或一项负债已产生，并可合理估计减值或亏损金额，则确认其他承担及或有负债。当可以估计一个可能损失的范围时，我们确认最可能的数额，或者如果没有一个数额比另一个数额更有可能，则应计可能损失范围中的最小数额。我们支出与或有损失相关的法律费用，因为发生了此类费用。
3. 会计政策的变化
会计政策的变化
在截至2021年12月31日的年度内，会计政策没有任何变化。
采用新会计准则
在企业合并中从与客户的合同中核算合同资产和负债
自2021年11月1日起，我们以追溯方式采用了会计准则更新(ASU)2021-08，从2021年1月1日起生效。新准则于2021年10月发布，以修订针对因与客户签订合同而产生的合同资产和合同负债的企业合并会计，要求按照会计准则编纂(ASC)606进行计量。ASU还适用于ASC 606适用的其他合同的合同资产和合同负债，例如ASC 610-20范围内出售非金融资产的合同负债。采用这一ASU并没有对我们的合并财务报表产生实质性影响。
中间价改革
对于于2021年1月1日及预期存在的合资格对冲关系，我们已在ASU 2020-04中应用了可选的权宜之计，即对冲工具的修改不会导致自动取消对冲关系的指定。采用这一ASU并没有对我们的合并财务报表产生实质性影响。
澄清权益证券、权益法投资和衍生工具之间的相互作用
自2021年1月1日起，我们前瞻性地采用了ASU 2020-01。新准则于2020年1月发布，并澄清了根据ASC 321应用计量替代方案时应考虑的可观察交易投资--股票证券在紧接权益会计方法应用之前或终止时。此外，ASU澄清，股权证券的远期合同或购买的期权并不超出ASC 815的范围衍生工具和套期保值提供指导的唯一原因是，在合同行使时，权益证券可以按照权益会计方法或公允价值期权进行会计核算。采用这一ASU并没有对我们的合并财务报表产生实质性影响。
所得税会计
自2021年1月1日起，我们在预期的基础上采用了ASU 2019-12。新准则于2019年12月发布，目的是简化所得税的会计处理。会计更新删除了ASC 740中一般原则的某些例外所得税并通过澄清和修改现有指导意见来提供简化。采用这一ASU并没有对我们的合并财务报表产生实质性影响。
未来会计政策变化
披露有关政府援助的资料
ASU 2021-10于2021年11月发布，旨在提高政府对企业实体援助的透明度。ASU增加了对与政府的交易的新的披露要求，这些交易是通过类推的赠款或捐款会计模式进行核算的。要求披露的信息包括交易性质、适用的会计政策、受影响的财务报表项目以及重要条款和条件。ASU 2021-10将于2022年1月1日生效，允许及早采用，可前瞻性或追溯应用。ASU 2021-10的采用预计不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
使用可变租赁付款的某些出租人租赁的会计
ASU 2021-05于2021年7月发布，以修订出租人对某些租赁的会计处理，这些租赁具有不依赖参考指数或费率的可变租赁付款，如果将其归类为销售型或直接融资租赁，将导致在租赁开始时确认损失。ASU修改了出租人对此类租赁的分类要求，以产生经营租赁分类。ASU 2021-05将于2022年1月1日生效，可追溯或前瞻性应用，并允许及早采用。采用ASU 2021-05预计不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
某些股权分类合同的修改或交换的会计处理
ASU 2021-04于2021年5月发布，以澄清发行人对修改或交换独立股权分类书面看涨期权的会计处理，这些期权在修改或交换后仍保持股权分类。ASU要求发行人根据修改或交换的经济实质确定修改或交换的会计处理。ASU 2021-04将于2022年1月1日生效，应具有前瞻性。ASU 2021-04的采用预计不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
可转换票据和合同在实体自有权益中的会计
ASU 2020-06于2020年8月发布，以简化某些金融工具的会计处理。ASU取消了当前需要将受益转换和现金转换功能与可转换工具分开的模式，并简化了与实体自有股权中的合同的股权分类有关的衍生品范围例外指导。ASU还为可转换债务和独立工具引入了额外的披露，这些工具与实体自己的股本挂钩并以其结算。ASU修订了稀释后每股收益指引，包括要求对所有可转换工具使用IF转换方法，并对可以现金或股票结算的工具进行更新。ASU 2020-06于2022年1月1日生效，应在完全或修改的追溯基础上实施。预计ASU 2020-06的采用不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
4. 收入
与客户签订合同的收入
主要产品和服务
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| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 运输收入 | 9,492 | | 4,364 | | 676 | | — | | — | | — | | 14,532 | |
| 存储和其他收入 | 147 | | 255 | | 246 | | — | | — | | — | | 648 | |
天然气收集和加工收入 | — | | 49 | | — | | — | | — | | — | | 49 | |
| 配气收入 | — | | — | | 4,026 | | — | | — | | — | | 4,026 | |
电力和输电收入 | — | | — | | — | | 177 | | — | | — | | 177 | |
| | | | | | | |
与客户签订合同的总收入 | 9,639 | | 4,668 | | 4,948 | | 177 | | — | | — | | 19,432 | |
| 商品销售 | — | | — | | — | | — | | 26,873 | | — | | 26,873 | |
其他收入1,2 | 375 | | 42 | | 13 | | 336 | | — | | — | | 766 | |
| 部门间收入 | 567 | | 1 | | 19 | | (1) | | 44 | | (630) | | — | |
| 总收入 | 10,581 | | 4,711 | | 4,980 | | 512 | | 26,917 | | (630) | | 47,071 | |
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| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 运输收入 | 9,161 | | 4,523 | | 674 | | — | | — | | — | | 14,358 | |
| 存储和其他收入 | 94 | | 274 | | 203 | | — | | — | | — | | 571 | |
天然气收集和加工收入 | — | | 27 | | — | | — | | — | | — | | 27 | |
| 配气收入 | — | | — | | 3,663 | | — | | — | | — | | 3,663 | |
| 电力和输电收入 | — | | — | | — | | 198 | | — | | — | | 198 | |
| | | | | | | |
与客户签订合同的总收入 | 9,255 | | 4,824 | | 4,540 | | 198 | | — | | — | | 18,817 | |
| 商品销售 | — | | — | | — | | — | | 19,259 | | — | | 19,259 | |
其他收入1,2 | 584 | | 44 | | 17 | | 389 | | — | | (23) | | 1,011 | |
| 部门间收入 | 584 | | 2 | | 12 | | — | | 24 | | (622) | | — | |
| 总收入 | 10,423 | | 4,870 | | 4,569 | | 587 | | 19,283 | | (645) | | 39,087 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
| 截至2019年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 运输收入 | 9,082 | | 4,477 | | 743 | | — | | — | | — | | 14,302 | |
| 存储和其他收入 | 109 | | 268 | | 201 | | — | | — | | — | | 578 | |
天然气收集和加工收入 | — | | 423 | | — | | — | | — | | — | | 423 | |
| 配气收入 | — | | — | | 4,210 | | — | | — | | — | | 4,210 | |
电力和输电收入 | — | | — | | — | | 180 | | — | | — | | 180 | |
| 商品销售 | — | | 4 | | — | | — | | — | | — | | 4 | |
与客户签订合同的总收入 | 9,191 | | 5,172 | | 5,154 | | 180 | | — | | — | | 19,697 | |
| 商品销售 | — | | — | | — | | — | | 29,305 | | — | | 29,305 | |
其他收入1,2 | 659 | | 30 | | 9 | | 387 | | (2) | | (16) | | 1,067 | |
| 部门间收入 | 369 | | 5 | | 16 | | — | | 71 | | (461) | | — | |
| 总收入 | 10,219 | | 5,207 | | 5,179 | | 567 | | 29,374 | | (477) | | 50,069 | |
1%包括我们的对冲计划在截至2021年12月31日的一年中按市值计价的收益，即美元。591000万美元，(2020-$2652019年1.5亿美元--美元346(亿美元)。
2%的收入包括租赁合同收入。参考附注27-租契.
我们将收入分解为代表我们在每个业务部门的主要业绩义务的类别。这些收入类别代表了每个部门中最重要的收入来源，因此被认为是管理层在评估业绩时应考虑的最相关的收入信息。
合同余额
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| 合同应收款 | 合同资产 | 合同责任 |
| (百万加元) | | | |
| 截至2021年12月31日的结余 | 2,369 | | 213 | | 1,898 | |
| 截至2020年12月31日的结余 | 2,042 | | 226 | | 1,815 | |
合同应收款是指从与客户的合同中获得的应收款金额。
合同资产是指在我们已经履行(或部分履行)的履约义务付款之前和我们无条件获得付款的时间点之前确认的收入金额。当我们无条件获得对价时，合同资产中包含的金额将转移到应收账款中。
合同负债是指因未履行履约义务而收到的付款。合同负债主要涉及补充权和递延收入。在截至2021年12月31日的年度内确认的收入在期初计入合同负债为#美元。305百万美元。在截至2021年12月31日的一年中，从收到的现金中增加的合同负债，扣除确认为收入的金额，增加了#美元397百万美元。
履约义务
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| 细分市场 | 履行义务的性质 |
| 液体管道 | •原油和天然气液体(NGL)的运输和储存 |
| 输气与中游 | •天然气的运输、储存、收集、压缩和处理 |
•NGL的运输 |
•销售原油、天然气和天然气 |
| 天然气的分配和储存 | •天然气的供应和输送 |
•天然气运输 |
•天然气的储存 |
| 可再生能源发电 | •电力的生产和传输 |
•从可再生能源发电设施输送电力 |
在截至2021年12月31日的年度内，并无确认来自前几个期间已履行的履约义务的重大收入。
付款条件
根据长期运输、商品销售以及天然气收集和加工合同，客户每月都会收到付款。天然气分配和储存客户的付款是根据既定的计费周期连续收到的。
美国离岸业务的某些合同规定，我们可以在少于履行履约义务期间的特定期间内收到一系列固定的月度付款(FMP)。因此，部分财务管理计划被记录为合同负债。FMP不被视为一种融资安排，因为这些付款计划与海上油气田的生产状况相匹配，这些油气田在生产生命的最初几年产生了更大的收入。
未履行履约义务应确认的收入
预期在今后各期间履行的履约义务的总收入为#美元。59.8亿美元，其中7.4预计在截至2022年12月31日的一年中将确认10亿美元。
根据ASC 606提供的可选豁免，不包括上述金额的收入占我们总收入和与客户合同收入的很大一部分，如下所述。向托运人收取的某些收入，如直通运营成本，将按我们有权向客户开具发票的金额确认，并从上述未履行的履约义务中未来确认的收入金额中扣除。由于相关对价的不确定性，可变对价被排除在上述金额之外，这通常在确定实际数量和价格时解决。例如，我们认为可中断的运输服务收入是可变收入，因为量是无法估计的。此外，由于无法可靠地估计未来的通货膨胀率，上述数额中没有反映由于通货膨胀而合同增加的某些通行费上涨的影响。由于未来通行费仍未知，监管机构定期重置通行费的受监管合同超出当前费率结算期的期间的收入不包括在上述金额中。最后，与最初预期期限为一年或一年以下的客户签订的合同的收入不包括在上述数额之内。
收入确认中的重大判断
长期运输协议
对于长期运输协议，重要的判断涉及确认收入的期限以及协议是否规定了托运人的补充权。从公司合同运力安排中获得的运输收入在合同期内按比例确认。可中断或基于容量的安排的运输收入在提供服务时确认。
可变考虑事项
只有在与可变对价相关的不确定性随后得到解决后，确认的累计收入很可能不会发生重大逆转的情况下，才会确认受可变对价约束的安排的收入。与可变考虑有关的不确定性主要与估计数量和实际数量和价格之间的差异有关。这些不确定性每月在实际销售量或运输量以及实际通行费和价格确定时得到解决。
在截至2021年12月31日的年度内，加拿大主线的收入已根据2021年6月30日到期的竞争性通行费和解协议(CTS)的条款确认。2021年6月30日实施的收费是临时收费，直至新的商业安排实施为止，并视适用于过渡期的最终决定和调整而定(如有的话)。由于根据CER决定和潜在客户谈判对通行费进行调整的不确定性，截至2021年12月31日的年度确认的中期通行费收入被视为可变考虑因素。
收入的确认与计量
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| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | | 已整合 |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | |
在某个时间点转移的产品的收入 | — | | — | | 70 | | — | | | 70 | |
随时间转移的产品和服务的收入1 | 9,639 | | 4,668 | | 4,878 | | 177 | | | 19,362 | |
与客户签订合同的总收入 | 9,639 | | 4,668 | | 4,948 | | 177 | | | 19,432 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | | 已整合 |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | |
| 在某个时间点转移的产品的收入 | — | | — | | 60 | | — | | | 60 | |
随时间转移的产品和服务的收入1 | 9,255 | | 4,824 | | 4,480 | | 198 | | | 18,757 | |
与客户签订合同的总收入 | 9,255 | | 4,824 | | 4,540 | | 198 | | | 18,817 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | | 已整合 |
| 截至2019年12月31日的年度 |
| (百万加元) | | | | | | |
| 在某个时间点转移的产品的收入 | — | | 4 | | 65 | | — | | | 69 | |
随时间转移的产品和服务的收入1 | 9,191 | | 5,168 | | 5,089 | | 180 | | | 19,628 | |
与客户签订合同的总收入 | 9,191 | | 5,172 | | 5,154 | | 180 | | | 19,697 | |
1 原油和天然气管道运输、储存、天然气收集、压缩和处理、天然气分销、天然气储存服务和电力销售的收入。
随着时间的推移履行履行义务
对于涉及运输和销售石油产品和天然气的安排，运输服务或商品同时由托运人或客户接收和消费，我们使用基于交付或运输的商品数量的产出方法来确认一段时间内的收入。对运输或交付的数量的计量直接对应于托运人或客户在这一期间所获得的利益。
成交价格的确定
运输和天然气处理服务的价格是根据提供此类服务所需的设施、管道和相关基础设施的资本成本加上通过与客户谈判或通过受费率管制的业务的监管程序确定的资本投资回报率来确定的。
销售商品的价格是参照市场价格指数加上或减去商定差额，在某些情况下是营销费用来确定的。
受监管的天然气分销业务销售天然气的价格和提供的分销服务的价格由条例规定。
5. 分段信息
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分段信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
(百万加元) | | | | | | | |
收入 | 10,581 | | 4,711 | | 4,980 | | 512 | | 26,917 | | (630) | | 47,071 | |
商品和天然气分销成本 | (25) | | — | | (2,147) | | — | | (27,174) | | 644 | | (28,702) | |
运营和行政管理 | (3,431) | | (1,877) | | (1,143) | | (180) | | (48) | | (33) | | (6,712) | |
| | | | | | | |
股权投资的收益/(亏损) | 759 | | 813 | | 42 | | 101 | | — | | (4) | | 1,711 | |
| 股权投资减值准备 | — | | (111) | | — | | — | | — | | — | | (111) | |
其他收入/(支出) | 13 | | 135 | | 385 | | 75 | | (8) | | 379 | | 979 | |
| 扣除利息、所得税费用和折旧及摊销前的收益/(亏损) | 7,897 | | 3,671 | | 2,117 | | 508 | | (313) | | 356 | | 14,236 | |
| 折旧及摊销 | | | | | | | (3,852) | |
利息支出 | | | | | | | (2,655) | |
所得税费用 | | | | | | | (1,415) | |
收益 | | | | | | | 6,314 | |
资本支出1 | 4,051 | | 2,420 | | 1,343 | | 16 | | 1 | | 54 | | 7,885 | |
财产、厂房和设备合计，净额 | 52,530 | | 27,028 | | 16,904 | | 3,315 | | 23 | | 267 | | 100,067 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 收入 | 10,423 | | 4,870 | | 4,569 | | 587 | | 19,283 | | (645) | | 39,087 | |
商品和天然气分销成本 | (20) | | — | | (1,810) | | (2) | | (19,450) | | 613 | | (20,669) | |
| 运营和行政管理 | (3,331) | | (1,859) | | (1,091) | | (191) | | (67) | | (210) | | (6,749) | |
| | | | | | | |
股权投资的收益/(亏损) | 558 | | 479 | | 9 | | 94 | | (3) | | (1) | | 1,136 | |
| 股权投资减值准备 | — | | (2,351) | | — | | — | | — | | — | | (2,351) | |
| 其他收入/(支出) | 53 | | (52) | | 71 | | 35 | | 1 | | 130 | | 238 | |
| 扣除利息、所得税费用和折旧及摊销前的收益/(亏损) | 7,683 | | 1,087 | | 1,748 | | 523 | | (236) | | (113) | | 10,692 | |
| 折旧及摊销 | | | | | | | (3,712) | |
| 利息支出 | | | | | | | (2,790) | |
| 所得税费用 | | | | | | | (774) | |
| 收益 | | | | | | | 3,416 | |
资本支出1 | 2,033 | | 2,130 | | 1,134 | | 81 | | 2 | | 90 | | 5,470 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 48,799 | | 25,745 | | 16,079 | | 3,495 | | 24 | | 429 | | 94,571 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的年度 | 液体管道 | 输气与中游 | 天然气的分配和储存 | 可再生能源发电 | 能源服务 | 淘汰和其他 | 已整合 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 收入 | 10,219 | | 5,207 | | 5,179 | | 567 | | 29,374 | | (477) | | 50,069 | |
商品和天然气分销成本 | (29) | | — | | (2,354) | | (2) | | (29,091) | | 472 | | (31,004) | |
| 运营和行政管理 | (3,298) | | (2,232) | | (1,149) | | (189) | | (44) | | (79) | | (6,991) | |
| 长期资产减值准备 | (21) | | (105) | | — | | (297) | | — | | — | | (423) | |
| | | | | | | |
股权投资的收益/(亏损) | 780 | | 682 | | 4 | | 31 | | 8 | | (2) | | 1,503 | |
| 其他收入/(支出) | 30 | | (181) | | 67 | | 1 | | 3 | | 515 | | 435 | |
| 扣除利息、所得税费用和折旧及摊销前收益 | 7,681 | | 3,371 | | 1,747 | | 111 | | 250 | | 429 | | 13,589 | |
| 折旧及摊销 | | | | | | | (3,391) | |
| 利息支出 | | | | | | | (2,663) | |
| 所得税费用 | | | | | | | (1,708) | |
| 收益 | | | | | | | 5,827 | |
资本支出1 | 2,548 | | 1,753 | | 1,100 | | 23 | | 2 | | 124 | | 5,550 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 48,783 | | 25,268 | | 15,622 | | 3,658 | | 24 | | 368 | | 93,723 | |
1包括建设期间使用的股权资金的拨备。
编制分段信息的计量基础与重大会计政策一致(注2).
地理信息
收入1
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 加拿大 | 20,474 | | 16,453 | | 19,954 | |
| 我们 | 26,597 | | 22,634 | | 30,115 | |
| | 47,071 | | 39,087 | | 50,069 | |
1 收入以所售产品或服务的原产国为基础。
物业、厂房及设备1
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 加拿大 | 47,102 | | 46,499 | |
| 我们 | 52,965 | | 48,072 | |
| | 100,067 | | 94,571 | |
1 金额以资产所在地点为基础。
6. 普通股每股收益
基本型
普通股每股收益的计算方法是将普通股股东应占收益除以已发行普通股的加权平均数量。已发行普通股的加权平均数已按比例减去我们本身普通股的加权平均权益约2截至2021年12月31日，5百万，截至2020年12月31日，以及6截至2019年12月31日，由于我们对Noverco的互惠投资而产生的百万美元。2021年12月30日，我们完成了对Noverco的非运营少数股权的出售。参考附注13-长期投资以获取更多信息。
稀释
库存股方法被用来确定股票期权的稀释影响。这一方法假定行使股票期权的任何收益将用于以期间的平均市场价格购买普通股。
用于计算基本每股收益和稀释后每股收益的加权平均流通股如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | 2019 |
| (单位：百万股) | | | |
| 加权平均流通股 | 2,023 | | 2,020 | | 2,017 | |
| 稀释性期权的影响 | 2 | | 1 | | 3 | |
| 稀释加权平均流通股 | 2,025 | | 2,021 | | 2,020 | |
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，18.6百万，29.8百万美元和17.8分别有100万份加权平均行权价为#美元的反摊薄股票期权52.89, $51.42及$53.56分别被排除在稀释后每股普通股收益的计算之外。
7. 监管事项
我们为非受监管实体记录因受监管的税率制定过程而产生的资产和负债，这些资产和负债将不会根据美国公认会计准则入账。看见附注2--重要会计政策以供进一步讨论。我们的主要受监管业务和相关的会计影响如下所述。
根据某些业务的现行核定税率结构，所得税成本是根据当前应付所得税的税率收回的，不包括递延所得税的应计项目。然而，由于产生递延所得税的暂时性差异的逆转而导致所得税需要支付，预计税率将进行调整以收回这些税款。由于这些暂时性差额大多与财产、厂房和设备成本有关，预计这种回收将发生在相关资产的使用期限内。
液体管道
加拿大主线
加拿大主线包括我们主线系统的加拿大部分，并受CER的监管。除第8行和第9行外，使用费由10年期CTS于2021年6月30日到期(注4)。 CTS为加拿大主线上的所有货物建立了加拿大本地通行费，并为从加拿大西部收货点到我们的莱克黑德系统上的送货点的所有货物制定了国际联合关税。根据CTS，我们已确认一项监管资产为2.130亿aS于2021年12月31日(2020年-美元)1.930亿美元)，以抵消递延所得税，因为管理直通式所得税处理的CER税率命令允许未来复苏。根据CTS条款，不确认任何其他重大监管资产或负债。
南光管道
南光管道的美国和加拿大部分分别由FERC和CER监管。根据服务成本收费方法，南光管道上的托运人必须遵守长期运输合同。通行费调整每年向监管机构提交，规定收回允许的运营和债务融资成本，外加预先确定的税后股本回报率(ROE)10%.
输气与中游
不列颠哥伦比亚省管道和马里泰姆和加拿大东北部
不列颠哥伦比亚省(BC)管道和加拿大马里泰斯和东北(M&N)管道受CER监管。费率由CER根据服务成本通过谈判达成的通行费结算协议批准。我们的BC管道和M&N Canada系统都根据各自协商的通行费结算条款运行，该条款规定了允许的ROE，以及继续和建立某些延期和差异账户。由于这两项和解协议于2021年12月到期，我们目前正在根据CER批准的临时通行费运营，并从2022年开始就新的通行费结算条款进行谈判。
美国的天然气输送
我们在美国的大部分天然气传输和储存服务都受到FERC的监管，也可能受到其他各种联邦、州和地方机构的管辖。FERC监管美国州际商业中的天然气传输，包括制定服务费率，而州内商业和/或收集服务的费率由州天然气委员会监管。服务成本是计算监管费率的基础，尽管FERC也允许在与托运人的合同中使用谈判和折扣费率，这些费率可能会导致该服务的费率高于或低于FERC监管的追索率。
气体的分配和储存
Enbridge天然气
Enbridge Gas的分销费率从2019年开始，根据五年制使用价格上限机制的激励监管(IR)框架。价格上限机制每年通过通胀减去a的年度基本利率升级来确定新的利率。0.3%伸缩系数、要转嫁给客户的某些成本的年度更新，以及在适用的情况下，收回可通过基本利率提供资金的重大离散增量资本投资。内部关系框架包括继续和建立某些递延和差异账户，以及收益分享机制，要求Enbridge Gas与客户平等分享超过150比OB批准的年度净资产收益率高出一个基点。
财务报表影响
对汇率管制活动的会计处理导致在综合财务状况报表中确认以下管制资产和负债：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | 回收/退款
期间结束 |
| (百万加元) | | | |
| 当前监管资产 | | | |
| | | |
| **燃料成本回收不足 | 114 | | 86 | | 2022 |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| **其他当前监管资产 | 145 | | 146 | | 2022 |
流动监管资产总额1 (注9) | 259 | | 232 | | |
| 长期监管资产 | | | |
**递延所得税2 | 4,176 | | 3,890 | | 五花八门 |
减少长期债务3 | 398 | | 429 | | 2023-2046 |
负救助4 | 243 | | 246 | | 五花八门 |
| **购买天然气差异 | 215 | | — | | 2023 |
**会计政策变化5 | 157 | | 169 | | 五花八门 |
应收企业年金计划6 | 78 | | 402 | | 五花八门 |
| **其他长期监管资产 | 339 | | 261 | | 五花八门 |
长期监管资产总额1 | 5,606 | | 5,397 | | |
| 监管总资产 | 5,865 | | 5,629 | | |
| 目前的监管负债 | | | |
| | | |
| **购买天然气差异 | — | | 153 | | 2021 |
| | | |
| | | |
| | | |
| **其他当前的监管责任 | 106 | | 117 | | 2022 |
流动监管负债总额7 | 106 | | 270 | | |
| 长期监管责任 | | | |
--未来拆除和遗址修复保护区8 | 1,543 | | 1,455 | | 五花八门 |
*与美国所得税相关的监管责任9 | 895 | | 941 | | 2050-2072 |
中国石油管道未来的废弃成本 (注14) | 649 | | 578 | | 五花八门 |
| **其他长期监管责任 | 234 | | 150 | | 五花八门 |
长期监管负债总额7 | 3,321 | | 3,124 | | |
| 监管总负债 | 3,427 | | 3,394 | | |
1当期监管资产计入应收账款和其他，长期监管资产计入递延金额和其他资产。
2代表监管部门对递延所得税负债的抵销，其程度预计将计入监管机构批准的未来税率并从客户手中收回。恢复期取决于暂时分歧逆转的时机。在没有利率管制会计的情况下，这种监管余额和相关的收益影响将不会被记录。
3代表我们对与Spectra Energy Corp.(Spectra Energy)合并时获得的债务的公允价值调整的监管抵消。抵销被视为在此类债务以高于账面价值的金额清偿时将被记录的监管资产的代理。
4负残值余额是指FERC批准的拆除以前退役或退役的工厂资产的实际费用的未来收回率。
5这一递延反映了未摊销累计精算损益和联合天然气有限公司过去发生的服务成本，这些成本与我们与Spectra Energy合并之前的期间有关，以前记录在AOCI中。这一余额的摊销被确认为应计制养恤金支出的一个组成部分，这些支出包括在其他收入/(支出)中，并在税费中收回，这是牛津预算办公室以前批准的。
6代表监管机构对我们养老金负债的抵消，预计它将包括在监管机构批准的未来费率中，并从客户手中收回。这一余额的结算期无法确定。在没有费率管制会计的情况下，这一监管余额和相关的养老金支出将记录在收益和保险业保险中。
7当期监管负债计入应收账款等，长期监管负债计入其他长期负债。
8未来搬迁和场地修复储备是指在获得OB批准后从客户那里收取的金额，用于支付未来与物业、厂房和设备有关的搬迁和场地修复费用。这些成本是作为物业、厂房和设备折旧费用的一部分收取的，反映在差饷中。这笔余额的结算将在产生费用的情况下长期进行。在没有按费率管理会计的情况下，折旧率将不包括搬迁和场地修复费用，成本将计入已发生的收益，并确认以前收取的金额的收入。
9与美国所得税相关的监管责任源于2017年12月22日的美国税改立法。这些余额将根据FERC批准的各自汇率结算退还给客户。
8. 收购和处置
收购
Moda Midstream运营有限责任公司
2021年10月12日，通过一家全资美国子公司，我们以37亿美元(合美元)的价格收购了Moda的所有未偿还会员权益3.030亿美元)现金外加最高可达美元的潜在或有付款1502000万美元取决于资产的表现(收购)。此次收购还需进行惯例的成交和营运资本调整。Moda拥有并运营一个具有非常大的原油运输船能力的轻质原油出口平台。此次收购符合并推进了我们的美国墨西哥湾沿岸出口战略，并使我们能够连接到二叠纪和鹰滩盆地的低成本和长期储量。
我们使用ASC 805规定的采集方法对采集进行核算企业合并。根据ASC 820中描述的评估方法公允价值计量，收购的资产和承担的负债按收购日的估计公允价值入账。
下表汇总了分配给MODA净资产的估计初步公允价值：
| | | | | |
| 2021年10月12日 |
| (百万加元) | |
| 收购净资产的公允价值： | |
| 流动资产 | 62 | |
| 物业、厂房及设备(A) | 1,480 | |
| 长期投资(B) | 427 | |
| 无形资产(C) | 1,781 | |
| 流动负债 | 59 | |
| 长期负债 | 17 | |
| 商誉(D) | 268 | |
| 购买价格： | |
| 现金 | 3,755 | |
| 或有对价(E) | 187 | |
| 3,942 | |
A)由于该部的财产、厂房和设备具有专门性，其中包括配置用作储存设施、管道和出口码头的资产组，因此采用折旧重置成本法作为主要估值方法。在确定重置成本时，采用了使用相关通胀指数的间接成本计算方法和使用相关市场报价的直接成本计算方法。然后对身体退化以及功能和经济上的过时进行了调整。土地的公允价值是采用市场法确定的，该方法基于可比物业的租金和报价。
B)长期投资代表Moda的20仙人掌II管道有限责任公司(仙人掌II)的%股权。仙人掌II的公允价值采用贴现现金流量法确定。贴现现金流量法是一种以收入为基础的估值方法，它估计投资未来预期收益的现值。
C)无形资产主要包括与长期不收即付合同有关的客户关系。公允价值是采用以收入为基础的方法确定的，方法是估计可归因于合同的税后收益的现值，包括与预期续签条款有关的收益，并将在预期使用年限内按直线摊销。10好几年了。
D)商誉主要归因于未签订合同的未来收入、新进入者不能以相同成本复制的现有组合资产，以及规模和地理多样性的增强，这为未来的增长提供了更大的选择和平台。确认的商誉余额已分配给我们的液体管道部门，并可在15好几年了。
E)我们同意支付高达#美元的额外或有对价150如果Moda每月装载到船只上的原油数量等于或超过指定的吞吐量水平，Moda的前会员权益持有人将获得600万美元。这些绩效要求在2023年12月31日或最后或有付款日期之前终止。美元150在收购价格中确认的或有对价为收购日或有对价的公允价值。截至2021年12月31日，确认的或有对价金额没有变化。
与收购相关的费用约为$21截至2021年12月31日止年度之经营及行政开支，计入综合收益表内之营运及行政开支。
收购完成后，我们开始整合Moda。从2021年10月12日到2021年12月31日，Moda产生了大约80运营收入为100万美元，9普通股股东应占收益1.8亿美元。
我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的补充预计综合财务信息，包括Moda的运营结果，就像收购已于2020年1月1日完成一样，如下：
| | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 |
| (未经审计；数百万加元) | | |
| 营业收入 | 47,339 | | 39,435 | |
普通股股东应占收益1,2 | 5,771 | | 2,938 | |
1与收购相关的费用为$212000万美元(税后$16于截至2021年12月31日止年度的普通股股东应占盈利中剔除，并于截至2020年12月31日止年度扣除。
2包括为购置的财产、厂房和设备、长期投资和无形资产记录的公允价值调整摊销#美元1931000万美元和300万美元2072000万美元(税后)1451000万美元和300万美元155分别为截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度。
性情
10号线原油管道
2018年第一季度，我们满足了我们出售10号线原油管道(10号线)的协议中规定的条件，这条管道始发于安大略省汉密尔顿附近，终点是纽约州西塞尼卡。我们的子公司Enbridge管道公司和Enbridge Energy Partners，L.P.(EEP)分别拥有10号线的加拿大部分和美国部分，相关资产包括在我们的液体管道部分。这笔交易于2020年6月1日完成。不是处置的损益被记录下来。
蒙大拿州-艾伯塔省联络线
2019年第四季度，我们承诺了一项出售蒙大拿州-艾伯塔省联络线(MATL)输电资产的计划，这是一条从蒙大拿州的大瀑布到艾伯塔省的莱斯布里奇的345公里输电线路。MATL被包括在我们的可再生能源发电部门。这份买卖协议于2020年1月签署。
在重新分类和随后重新计量持有待售的MATL资产时，损失#美元。297于截至2019年12月31日止年度的综合收益表中，百万元计入长期资产减值。
2020年5月1日，我们完成了对MATL的出售，现金收益约为5美元1891000万美元。在结账调整后，处置收益为#美元41000万美元计入综合收益表中的其他收入/(支出)。
欧扎克天然气输送
2020年第一季度，我们同意出售我们的Ozark天然气传输和Ozark天然气收集资产(Ozark Assets)。Ozark的资产包括一个从俄克拉何马州东南部延伸到阿肯色州到密苏里州东南部的传输系统，以及一个访问费耶特维尔页岩和阿科马州生产的收费收集系统。这些资产包括在我们的天然气输送和中游部门。
2020年4月1日，我们完成了Ozark资产的出售，现金收益约为$631000万美元。在结账调整后，处置收益为#美元11000万美元计入综合收益表中的其他收入/(支出)。
加拿大天然气收集和加工企业
2018年7月4日，我们达成协议，将我们的加拿大天然气收集和加工业务出售给Brookfield Infrastructure Partners L.P.及其机构合作伙伴，现金收购价约为$4.310亿美元，取决于惯例的结账调整。就目前受省级法规管辖的设施和受联邦法规管辖的设施(统称为加拿大天然气收集和加工业务资产)达成了单独的协议；这些资产是我们天然气传输和中游部门的一部分。
2018年10月1日，我们完成了省管设施的销售。2019年12月31日，我们完成了联邦监管设施的出售，收益约为$1.7十亿美元。在结账调整后，处置亏损为#美元。268在截至2019年12月31日的年度的综合收益表中，税前百万美元计入其他收入/(支出)。由于这些资产是报告单位的一部分，我们使用相对公允价值法将报告单位的部分商誉分配给这些资产。
圣劳伦斯天然气公司
2017年8月，我们达成协议，出售圣劳伦斯天然气公司(St.Lawrence Gas)的已发行和流通股。圣劳伦斯天然气资产包括在天然气分销和储存部门。2019年11月1日，我们完成了对圣劳伦斯天然气公司的出售，现金收益约为$72百万美元。在结账调整后，处置亏损为#美元。10百万美元已计入截至2019年12月31日年度的综合收益表中的其他收入/(支出)。
新不伦瑞克恩布里奇天然气公司
2018年12月，我们达成了一项协议，出售Enbridge Gas New Brunswick Limited Partnership和Enbridge Gas New Brunswick Inc.(统称为EGNB)。EGNB资产是我们天然气分配和储存部门的一部分。2019年10月1日，我们完成了将EGNB出售给阿尔冈昆电力和公用事业公司的全资子公司Liberty Utilities(Canada)LP的交易，现金收益约为$331百万美元。在结账调整后，处置亏损为#美元。3百万美元已计入截至2019年12月31日年度的综合收益表中的其他收入/(支出)。
由于EGNB资产是报告单位的一部分，我们采用相对公允价值方法将报告单位的部分商誉分配给这些资产。因此，分配的商誉为#美元。133100万美元包括在后来处置的资产中。
9. 应收账款及其他
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
应收贸易账款和未开账单收入1 | 4,957 | | 3,923 | |
衍生资产的短期部分(注24) | 529 | | 323 | |
监管资产(注7) | 259 | | 232 | |
| 应收税金 | 407 | | 374 | |
| 其他 | 710 | | 406 | |
| | 6,862 | | 5,258 | |
1扣除预期信贷损失准备金#美元87截至2021年12月31日的百万美元和$70百万美元，截至2020年12月31日。
10. 盘存
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 天然气 | 953 | | 710 | |
| 原油 | 624 | | 744 | |
| 其他 | 93 | | 82 | |
| | 1,670 | | 1,536 | |
11. 财产、厂房和设备
| | | | | | | | | | | |
| | 加权平均 | | |
| 十二月三十一日， | 折旧率 | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | |
| 管道 | 2.8 | % | 62,997 | | 57,459 | |
| 设施和设备 | 3.1 | % | 34,331 | | 30,149 | |
土地和通行权1 | 2.3 | % | 3,320 | | 2,896 | |
| 煤气总管、服务及其他 | 2.7 | % | 13,606 | | 12,813 | |
| 存储 | 2.4 | % | 3,099 | | 2,936 | |
| 风力涡轮机、太阳能电池板和其他 | 4.0 | % | 4,912 | | 4,877 | |
| 其他 | 8.2 | % | 1,507 | | 1,558 | |
| 在建工程 | — | % | 2,268 | | 5,762 | |
| 财产、厂房和设备合计 | | 126,040 | | 118,450 | |
| 累计折旧总额 | | (25,973) | | (23,879) | |
| 财产、厂房和设备、净值 | | 100,067 | | 94,571 | |
1加权平均折旧率的计量不包括不可折旧资产。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的折旧费用为3.5亿，美元3.410亿美元3.0分别为10亿美元。
减损
走进东北工程
2019年，我们宣布终止了与Everource Energy和美国国家电网美国服务公司(National Grid USA Service Company，Inc.)与Access东北项目相关的协议。因此，我们确认了减值损失#美元。105截至2019年12月31日止年度之减值百万元，计入综合收益表内长期资产减值。Access东北是我们天然气输送和中游部分的一部分。
减值费用是根据资产的账面价值超出公允价值的金额计算，该金额是根据预期的贴现未来现金流量确定的。
12. 可变利息实体
合并可变利息实体
我们的合并VIE由法人实体组成，我们是主要受益者。当我们的可变权益(S)为我们提供了(I)指导VIE活动的权力，从而对VIE的经济表现产生最重大影响的权力，以及(Ii)吸收VIE损失的义务或从VIE获得可能对VIE产生重大影响的利益的权利时，我们就是主要受益者。我们通过考虑定性和定量因素来确定我们是否为VIE的主要受益者，这些因素包括但不限于：决策责任、VIE资本结构、风险和报酬分享、与VIE的合同协议、投票权和其他各方的参与程度。
下表包括将用于清偿我们合并VIE的负债的资产，以及债权人作为主要受益人不能向我们的一般信贷追索的综合VIE的负债。这些资产和负债计入综合财务状况表。
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 20211 | 20201 |
| (百万加元) | | |
| 资产 | | |
| 现金和现金等价物 | 247 | | 215 | |
| 受限现金 | 4 | | 1 | |
| 应收账款及其他 | 99 | | 65 | |
| | |
| 库存 | 9 | | 7 | |
| | 359 | | 288 | |
| 财产、厂房和设备、净值 | 3,052 | | 3,201 | |
| 长期投资 | 16 | | 14 | |
| 受限的长期投资 | 101 | | 84 | |
| 递延金额和其他资产 | 2 | | 3 | |
| 无形资产，净额 | 108 | | 115 | |
| | |
| | |
| | 3,638 | | 3,705 | |
| 负债 | | |
| | |
| 应付帐款及其他 | 84 | | 52 | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| 其他长期负债 | 182 | | 175 | |
| 递延所得税 | 5 | | 5 | |
| | 271 | | 232 | |
| 3,367 | | 3,473 | |
1不包括EEP和Spectra Energy Partners，L.P.(9月)的资产和负债，该协议于2019年1月22日签订。见第II部。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--财务信息汇总
我们没有义务为我们的任何合并的VIE提供额外的财务支持。
未合并的可变利息实体
我们目前持有几个非合并VIE的权益，我们并非主要受益人，因为我们没有权力指导VIE的活动，这些活动对VIE的经济表现产生了最大的影响。这些权益包括对有限合伙企业的投资，由于有限合伙人没有实质性的退出权或参与权，这些投资被评估为VIE。指导这些未合并的有限合伙企业中的大多数企业的活动的权力由合伙人分享。每个合作伙伴都有代表组成一个执行委员会，为VIE做出重大决定，任何合作伙伴都不能单方面做出重大决定。
截至2021年12月31日、2021年12月和2020年12月31日，这些VIE的账面价值和我们估计的最大亏损风险如下：
| | | | | | | | |
| 携带
数额： |
极大值
暴露于 |
| 2021年12月31日 | VIE | 损失 |
| (百万加元) | | |
AUX硫化液体产品L.P.1 | 113 | | 195 | |
EIH S.áR.L.2, 8 | 38 | | 664 | |
Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.áR.L.3 | 54 | | 2,121 | |
| | |
| | |
Rampion Offshore Wind Limited5 | 450 | | 508 | |
向量管道L.P.6 | 189 | | 374 | |
其他4,7 | 210 | | 426 | |
| | 1,054 | | 4,288 | |
| | | | | | | | |
| 携带
数额： |
极大值
暴露于 |
| 2020年12月31日 | VIE | 损失 |
| (百万加元) | | |
AUX硫化液体产品L.P.1 | 106 | | 187 | |
法国爱丽安海事集团2, 8 | 96 | | 949 | |
Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.áR.L.3 | 100 | | 2,516 | |
| | |
彭东管道公司4 | 116 | | 371 | |
Rampion Offshore Wind Limited5 | 599 | | 650 | |
向量管道L.P.6 | 201 | | 390 | |
其他7 | 133 | | 361 | |
| 1,351 | | 5,424 | |
1截至2021年12月31日、2021年12月和2020年12月31日，最大损失敞口包括我们对VIE在银行信贷安排上的借款中我们各自份额的担保。
2截至2021年12月31日，最大损失敞口包括我们已承诺的与三个法国海上风能项目相关的父母担保，如果VIE违约，我们将对这些项目承担责任，以及一笔未偿还的附属公司贷款应收美元。73截至2021年12月31日，我们持有的百万美元。2021年3月18日，Enbridge Renewable Infrastructure Holdings S.á R.L.(ERIH)完成了对49其在EIH S.á R.L.加拿大养老金计划投资委员会(CPP投资)。
3在2021年12月31日和2020年12月31日，最大损失敞口包括我们与VIE违约时我们将承担责任的项目相关的父母担保，以及应收未偿还附属公司贷款$807百万美元和美元904分别于2021年和2020年12月31日由我们持有的百万美元。
4截至2021年12月31日，最大亏损敞口仅限于我们的股权投资，于2020年12月31日，最大亏损敞口包括对合资企业的剩余预期贡献。
5在2021年12月31日和2020年12月31日，最大损失敞口包括我们在项目合同中承诺的父母担保，在VIE违约的情况下，我们将对这些担保负责。
6截至2021年12月31日、2021年12月和2020年12月31日，最大亏损敞口包括应收未偿还关联贷款的账面价值为#美元。80百万美元和美元84分别于2021年12月31日和2020年12月31日由我们持有的百万美元，以及一笔未偿还的信贷安排，金额为105截至2021年12月31日和2020年12月31日。
7截至2021年12月31日，最大损失敞口包括我们已承诺的与VIE违约时我们将承担责任的项目相关的父母担保。
8截至2020年12月31日，损失的最大风险包括我们已承诺的与项目相关的父母担保，如果VIE违约，我们将承担责任，以及一笔未偿还的附属公司贷款，应收金额为$132截至2020年12月31日，我们持有1000万美元。有关售卖49EIH S.á S对CPP投资公司的兴趣，永联海运法国公司现已在EIH S.á R.L.在2021年。
在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们没有义务也没有向VIE提供任何额外的财务支持。
13. 长期投资
| | | | | | | | | | | |
| | 所有权 | | |
| 十二月三十一日， | 利息 | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | |
| 股权投资 | | | |
| 液体管道 | | | |
马伦·巴肯公司1 | 75.0 | % | 1,728 | | 1,795 | |
灰橡树控股有限责任公司2 | 35.0 | % | 469 | | 502 | |
| Seaway原油控股有限公司 | 50.0 | % | 2,634 | | 2,668 | |
伊利诺伊州延长管道公司，L.L.C.3 | 65.0 | % | 593 | | 623 | |
仙人掌II管道有限责任公司4 | 20.0 | % | 434 | | — | |
| 其他 | 30.0% - 43.8% | 71 | | 73 | |
| 输气与中游 | | | |
联盟渠道5 | 50.0 | % | 504 | | 269 | |
AUX紫貂6 | 42.7% - 50.0% | 238 | | 251 | |
DCP Midstream，LLC7 | 50.0 | % | 397 | | 331 | |
| 湾流天然气系统公司 | 50.0 | % | 1,180 | | 1,175 | |
| Nexus天然气传输有限责任公司 | 50.0 | % | 1,724 | | 1,745 | |
| 彭东管道公司 | 20.0 | % | 12 | | 116 | |
| 萨巴尔小径传输有限责任公司 | 50.0 | % | 1,464 | | 1,510 | |
| 东南供应联箱，有限责任公司 | 50.0 | % | 82 | | 84 | |
| Steckman Ridge，LP | 50.0 | % | 88 | | 90 | |
向量管道8 | 60.0 | % | 189 | | 201 | |
| 离岸-各种合资企业 | 22.0% - 74.3% | 309 | | 338 | |
| 其他 | 33.3% | 2 | | 4 | |
| 天然气的分配和储存 | | | |
Noverco普通股9 | 38.9 | % | — | | 156 | |
| 其他 | 47.6% - 50% | 20 | | 13 | |
| 可再生能源发电 | | | |
EIH S.a.r.l.10 | 51.0 | % | 38 | | 96 | |
| Enbridge可再生基础设施投资公司 | 51.0 | % | 54 | | 100 | |
| Rampion Offshore Wind Limited | 24.9 | % | 450 | | 599 | |
| NextBridge基础设施LP | 25.0 | % | 186 | | 122 | |
| 其他 | 12.0% - 50.0% | 93 | | 74 | |
| 淘汰和其他 | | | |
| 其他 | 42.7% - 50.0% | 23 | | 32 | |
| 其他长期投资 | | | |
| 天然气的分配和储存 | | | |
Noverco优先股9 | | — | | 567 | |
| 可再生能源发电 | | | |
| 新兴技术和其他 | | 32 | | 32 | |
| 淘汰和其他 | | | |
其他11 | | 310 | | 252 | |
| | | 13,324 | | 13,818 | |
1拥有49巴肯管道投资有限责任公司的%权益，该公司拥有75巴肯管道系统的%导致27.6巴肯管道系统的有效权益百分比。
2拥有65Gray Oak Pipeline，LLC的%权益导致22.8在灰橡树管道有限责任公司的有效权益。
3拥有南方通道扩建项目。
42021年10月，我们获得了一个有效的20.0通过收购Moda Midstream Operating，LLC拥有仙人掌II管道有限责任公司的%权益。见附注8--收购和处置以作进一步讨论。
5包括加拿大的Alliance Pipeline Limited Partnership和美国的Alliance Pipeline L.P.。
6包括加拿大的AUX Sable Canada LP和美国的AUX Sable Liquid Products LP和AUX Sable Midstream LLC。
7我们在DCP Midstream，LLC(DCP Midstream)的所有权持有56.5在DCP Midstream，LP中的百分比。
8包括加拿大的向量管道有限合伙公司和美国的向量管道公司。
92021年12月30日，我们出售了我们的38.9Noverco Inc.的普通股和优先股权益百分比。
102021年3月18日，我们出售了49EIH S.a.r.l.的%股份，该实体持有50法国海洋石油公司(EMF)的%权益，转给CPP投资公司。这导致了一个25.5电动势有效利息百分比。通过对EMF的投资，我们拥有法国三个海上风电项目的股权，其中包括圣纳泽尔(SA.N：行情).25.5%)，FéCamp(17.9%)和Calvados(21.7%).
11包括通过净收入按公允价值持有和估值的投资。
股权投资包括购买价格的未摊销超出被投资方资产在购买日的基础账面净值。截至2021年12月31日，这一基差为美元2.52000亿美元(2020-1美元)2.430亿美元)，其中7302000万美元(2020年--美元)657(100万)是可摊销的。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度，从股权投资收到的分派为#美元2.2亿，美元2.110亿美元2.2分别为10亿美元。
我们在未合并股权投资中权益的综合财务信息汇总如下(按100%列示)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | 2021 | | | 2020 | | | 2019 |
| | | | | | | | | |
| (百万加元) | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | | 19,891 | | | | 13,987 | | | | 15,687 | |
| 运营费用 | | | 16,514 | | | | 12,223 | | | | 13,153 | |
| 收益 | | | 2,952 | | | | 2,306 | | | | 3,016 | |
| 可归因于Enbridge的收益 | | | 1,711 | | | | 1,136 | | | | 1,503 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | | | 2021 | | | 2020 |
| (百万加元) | | | | | | |
| 流动资产 | | | 3,581 | | | | 3,136 | |
| 非流动资产 | | | 44,497 | | | | 45,955 | |
| 流动负债 | | | 3,678 | | | | 3,539 | |
| 非流动负债 | | | 16,950 | | | | 19,639 | |
| 非控制性权益 | | | 3,786 | | | | 3,810 | |
Noverco Inc.
2021年6月7日，Enbridge的全资子公司IPL System Inc.签订了一份买卖协议，出售其38.9将Noverco的普通股和优先股权益%出售给Trencap L.P.1.11000亿美元的现金。
2021年12月30日，我们完成了对Noverco的出售，现金收益为1美元1.11000亿美元。在结账调整后，处置收益为#美元303在截至2021年12月31日的年度的综合收益表中，税前收入包括在其他收入/(支出)中。Noverco之前包括在我们的天然气分销和存储部门。
股权投资减值准备
彭东管道公司
PennEast管道公司，LLC(PennEast)是一家合资企业，旨在开发一条天然气输送管道，为宾夕法尼亚州东南部和新泽西州的当地配电公司和发电厂服务，该公司拥有20%，并记录为权益法投资。2021年第三季度，PennEast确定该项目的进一步开发不再可行，并停止了该项目的开发。因此，我们记录了非临时性减值损失#美元。111根据我们在净资产中所占份额的估计公允价值，在截至2021年12月31日的年度内，我们的投资为1000万欧元。截至2021年12月31日和2020年12月31日，这项投资的账面价值为121000万美元和300万美元116分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
Steckman Ridge，LP
Steckman Ridge，LP(Steckman Ridge)是一家从事天然气储存的公司，拥有50%由Enbridge进行，并记录为权益法投资。在截至2020年12月31日的年度内，Steckman Ridge的预测业绩进行了调整，以适应未来可用产能将以低于预期的速度重新收缩的预期，以及我们投资的暂时性减值损失$221截至2020年12月31日的年度，根据贴现现金流分析记录了600万欧元。截至2021年12月31日和2020年12月31日，这项投资的账面价值为881000万美元和300万美元90分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
东南供应总管，L.L.C.
东南供应头公司(SESH)提供从德克萨斯州东部和路易斯安那州北部到墨西哥湾沿岸东南部市场的天然气输送服务。SESH是拥有的50%由Enbridge进行，并记录为权益法投资。在截至2020年12月31日的年度内，SESH的预测业绩进行了修订，以反映未来谈判费率的下调以及主要由重大合同到期造成的高于预期的可用产能水平。除暂时性减值损失外，我们的投资损失为$394截至2020年12月31日的年度，根据贴现现金流分析记录了600万欧元。截至2021年12月31日和2020年12月31日，这项投资的账面价值为821000万美元和300万美元84分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
DCP Midstream，LLC
DCP中流，a50Enbridge的%拥有权益法投资，持有DCP Midstream，LP的股权。DCP Midstream，LP的上市单位的市场价格在2020年第一季度下降，导致我们在DCP Midstream的投资出现暂时性减值损失$1.7在截至2020年12月31日的一年中，该公司的利润为30亿美元。此外，我们还蒙受了#美元的损失。324通过我们的股权收益，与DCP Midstream，LP记录的资产和商誉减值损失相关的收益有所回升。截至2021年和2020年12月31日，我们在DCP Midstream的投资的账面价值为$3971000万美元和300万美元331分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
我们在PennEast、Steckman、SESH和DCP Midstream的投资构成了我们天然气传输和中游业务的一部分。减值损失在综合收益表的权益投资减值项下入账。
14. 受限的长期投资
自2015年1月1日起，我们开始收集和预留资金，以支付由于CER在LMCI下的监管要求而导致的所有受CER监管的管道未来的管道废弃成本。根据经济、社会和文化权利委员会的决定，所收资金以信托形式持有。从托运人那里收取的资金在综合收益表的运输和其他服务收入中列报，并在综合财务状况表中列报限制性长期投资。同时，我们在综合财务状况表中将未来放弃成本反映为综合收益表和其他长期负债中的营业和行政费用的增加。
我们经常将多余的现金和各种受限余额投资于美国和加拿大的商业票据、银行承兑汇票、公司债务证券、加拿大股权证券、国库券和货币市场证券。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们限制了以信托形式持有的长期投资，并将其归类为可供出售的美元630百万美元和美元553分别为100万美元。归类为可供出售并记录为受限长期投资余额一部分的债务证券的成本基准为$。3831000万美元和300万美元322分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。在其他长期负债中，我们曾估计与LMCI相关的未来遗弃成本为#美元。649百万美元和美元578截至2021年12月31日和2020年12月31日分别为(注7).
15. 无形资产
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 加权平均 | | 累计 | |
| 2021年12月31日 | 摊销率 | 成本成本 | 摊销 | 网络 |
| (百万加元) | | | | |
| 软件 | 12.0 | % | 2,067 | | (1,148) | | 919 | |
| 购电协议 | 4.5 | % | 63 | | (21) | | 42 | |
项目协议1 | 4.0 | % | 152 | | (27) | | 125 | |
| 客户关系 | 8.5 | % | 2,532 | | (215) | | 2,317 | |
| 其他无形资产 | 3.9 | % | 475 | | (116) | | 359 | |
| 正在开发中 | — | % | 246 | | — | | 246 | |
| | | 5,535 | | (1,527) | | 4,008 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 加权平均 | | 累计 | |
| 2020年12月31日 | 摊销率 | 成本成本 | 摊销 | 网络 |
(百万加元) | | | | |
| 软件 | 10.5 | % | 2,043 | | (1,299) | | 744 | |
| 购电协议 | 4.5 | % | 63 | | (18) | | 45 | |
项目协议1 | 4.0 | % | 153 | | (21) | | 132 | |
| 客户关系 | 5.0 | % | 724 | | (139) | | 585 | |
| 其他无形资产 | 2.7 | % | 456 | | (96) | | 360 | |
| 正在开发中 | — | % | 214 | | — | | 214 | |
| | | 3,653 | | (1,573) | | 2,080 | |
1代表从Enbridge和Spectra Energy合并中获得的项目协议。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度，我们与无形资产相关的摊销费用总计为美元348百万，$294百万美元和美元296分别为100万美元。我们预计2022年至2026年每年与现有无形资产相关的摊销费用为4921000万美元。
16. 商誉
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 液体
管道 | 燃气
传输和中流 | 燃气
分发和存储 | | 能量
服务 | | 已整合 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 2020年1月1日的余额 | 7,951 | | 19,844 | | 5,356 | | | 2 | | | 33,153 | |
| 外汇和其他 | (123) | | (364) | | — | | | — | | | (487) | |
| 采办 | — | | — | | 22 | | | — | | | 22 | |
2020年12月31日余额1,2 | 7,828 | | 19,480 | | 5,378 | | | 2 | | | 32,688 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 外汇和其他 | (55) | | (145) | | — | | | — | | | (200) | |
采办3 | 268 | | — | | 19 | | | — | | | 287 | |
2021年12月31日的余额1,2 | 8,041 | | 19,335 | | 5,397 | | | 2 | | | 32,775 | |
1截至2021年12月31日和2020年12月31日的商誉总成本为$34.43亿美元和3,000美元34.3分别为200亿美元和200亿美元。
2截至2021年12月31日和2020年12月31日的累计减值为1.61000亿美元。
3在2021年，我们记录了268与收购Moda相关的商誉金额为1.5亿欧元。见附注8--收购和处置以作进一步讨论。
17. 应付帐款及其他
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 贸易应付账款和营业应计负债 | 4,470 | | 3,497 | |
| 应付股息 | 1,773 | | 1,728 | |
| 本期递延信贷 | 853 | | 978 | |
| 建筑应付账款和承包商滞纳金 | 844 | | 855 | |
流动衍生负债(注24) | 717 | | 896 | |
| 应缴税金 | 478 | | 622 | |
| 其他 | 632 | | 652 | |
| 9,767 | | 9,228 | |
18. 债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 加权平均利率9 | | 成熟性 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 安桥。 | | | | | | | |
| 美元优先票据 | 3.2 | % | | 2022 - 2051 | | 10,992 | | | 8,536 | |
中期票据 | 3.9 | % | | 2022 - 2064 | | 8,123 | | | 8,323 | |
| 与可持续发展相关的债券 | 1.1 | % | | 2033 | | 2,363 | | | — | |
固定对固定的附属定期票据1 | 5.8 | % | | 2080 | | 1,263 | | | 1,274 | |
固定利率至浮动利率的附属定期票据2 | 5.8 | % | | 2023 - 2028 | | 6,442 | | | 6,477 | |
浮动利率票据3 | | | 2022 - 2023 | | 1,579 | | | 956 | |
| 商业票据和信贷融通提款 | 1.0 | % | | 2022 - 2026 | | 7,837 | | | 8,719 | |
其他4 | | | | | 5 | | | 5 | |
| Enbridge(美国)Inc. | | | | | | | |
| 商业票据和信贷融通提款 | 0.4 | % | | 2023 - 2026 | | 4,845 | | | 492 | |
其他4 | | | | | 7 | | | 7 | |
| Enbridge Energy Partners，L.P. | | | | | | | |
| 高级笔记 | 6.5 | % | | 2025 - 2045 | | 3,095 | | | 3,886 | |
| Enbridge Gas Inc. | | | | | | | |
中期票据 | 3.8 | % | | 2022 - 2051 | | 9,010 | | | 8,485 | |
债券 | 9.1 | % | | 2024 - 2025 | | 210 | | | 210 | |
商业票据和信贷融通提款 | 0.5 | % | | 2023 | | 1,515 | | | 1,121 | |
| Enbridge管道(南光)有限责任公司 | | | | | | | |
| 高级笔记 | 4.0 | % | | 2040 | | 949 | | | 1,038 | |
| Enbridge管道公司 | | | | | | | |
中期票据5 | 4.0 | % | | 2022 - 2051 | | 5,575 | | | 4,775 | |
债券 | 8.2 | % | | 2024 | | 200 | | | 200 | |
| 商业票据和信贷融通提款 | 0.7 | % | | 2023 | | 667 | | | 1,278 | |
| Enbridge Southern Lights LP | | | | | | | |
高级笔记 | 4.0 | % | | 2040 | | 240 | | | 257 | |
| Spectrum Energy Capital，LLC | | | | | | | |
高级笔记 | 7.0 | % | | 2032 - 2038 | | 218 | | | 220 | |
| Spectrum Energy Partners，LP | | | | | | | |
| 高级笔记 | 3.9 | % | | 2022 - 2048 | | 8,451 | | | 8,332 | |
| 西海岸能源公司。 | | | | | | | |
中期票据 | 4.5 | % | | 2022 - 2041 | | 1,475 | | | 1,625 | |
债券 | 8.1 | % | | 2025 - 2026 | | 275 | | | 275 | |
| 公允价值调整 | | | | | 667 | | | 750 | |
其他6 | | | | | (363) | | | (344) | |
债务总额7 | | | | | 75,640 | | | 66,897 | |
| 当期到期 | | | | | (6,164) | | | (2,957) | |
短期借款8 | | | | | (1,515) | | | (1,121) | |
| 长期债务 | | | | | 67,961 | | | 62,819 | |
1对于初始的10几年后，这些纸币的利率是固定的。随后，利率将被设定为等于美国五年期国库券利率加上5.31从10年到30年为%，利润率为6.06从30岁到60岁的百分比。
2对于初始的10几年后，这些纸币的利率是固定的。随后，利率将是浮动的，并设置为等于加元拆借利率(CDOR)或伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加保证金。在破产和相关事件发生时，这些票据将自动转换为转换优先股。
3这些票据的利率等于三个月期伦敦银行同业拆借利率加保证金50基点和有担保隔夜融资利率(SOFR)外加40基点。
4主要为租赁义务融资。
5包括在中期票据中的是$100百万美元，到期日为2112美元。
6主要是未摊销折扣、溢价和债务发行成本。
72021 - $3610亿美元3110亿美元；2020年--美元3510亿美元24十亿美元。总额不包括资本租赁债务、未摊销折扣、溢价和债务发行成本以及公允价值调整。
8未偿还商业票据的加权平均利率为0.5截至2021年12月31日的百分比(2020-0.3%).
9根据截至2021年12月31日未偿还的定期票据、债券、商业票据和信贷安排计算。
截至2021年12月31日，所有未偿债务均为无担保债务。
信贷安排
下表提供了截至2021年12月31日我们承诺的信贷安排的详细信息：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 成熟性1 | 总设施 | 抽签2 | 可用 |
| (百万加元) | | | | |
| 安桥。 | 2022-2026 | 9,137 | | 7,837 | | 1,300 | |
| Enbridge(美国)Inc. | 2023-2026 | 6,948 | | 4,845 | | 2,103 | |
| Enbridge管道公司 | 2023 | 3,000 | | 667 | | 2,333 | |
| Enbridge Gas Inc. | 2023 | 2,000 | | 1,515 | | 485 | |
| 承诺信贷额度合计 | | 21,085 | | 14,864 | | 6,221 | |
1到期日包括某些信贷安排的一年期限选择。
2包括由信贷安排支持的贷款提款和商业票据发行。
2021年2月10日，Enbridge Inc.与贷款人组成的银团签订了一项为期三年的可持续发展循环信贷安排，金额为10亿美元，同时终止了我们的一年循环银团信贷安排，金额为30亿美元。
2021年2月25日，两笔总计5亿美元的定期贷款用发行浮动利率票据的收益偿还。
2021年7月22日和23日，我们续签了约80亿美元的五年期信贷安排，将到期日延长至2026年7月。我们还将364天可延长信贷安排中的约100亿美元延长至2022年7月，其中包括一年期限至2023年7月的条款。
2022年2月10日，我们续订了三年的美元1.01000亿美元与可持续发展相关的信贷安排，将到期日延长至2025年7月。
除上述已承诺的信贷安排外，我们维持$1.330亿美元的未承诺信用证融资，其中854截至2021年12月31日，有100万未使用。截至2020年12月31日，我们拥有849百万美元的未承诺信用证融资，其中533100万美元未得到利用。
我们的信贷安排的加权平均备用费为0.1未使用部分的年利率，并按市场利率计入熊利。某些信贷安排是商业票据计划的后盾，我们可以选择延长此类安排，目前这些安排计划从2022年到期至2026年。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，商业票据和信贷安排扣除一年内到期的短期借款和非循环信贷安排净额为#美元。11.33亿美元和3,000美元9.930亿美元分别得到了长期承诺信贷安排的支持，因此被归类为长期债务。
长期债务发行
于截至二零二一年十二月三十一日止年度内，我们完成下列长期债务发行，总额达美元3.910亿美元3.2十亿美元：
| | | | | | | | | | | |
| 公司 | 发行日期 | | 本金金额 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计) | |
| 安桥。 | | |
| 2021年2月 | 浮动利率优先债券，2023年2月到期1 | 美元500 |
| 2021年6月 | 2033年8月到期的2.50%与可持续发展相关的优先票据 | 美元1,000 |
| 2021年6月 | 3.40%优先债券，2051年8月到期 | 美元500 |
| 2021年9月 | 3.10%与可持续发展挂钩的中期票据，2033年9月到期 | $1,100 |
| 2021年9月 | 2051年9月到期的4.10%中期票据 | $400 |
| 2021年10月 | 2023年10月到期的0.55%优先债券 | 美元500 |
| 2021年10月 | 2026年10月到期的1.60%优先债券 | 美元500 |
| 2021年10月 | 3.40%优先债券，2051年8月到期 | 美元500 |
| Enbridge Gas Inc. | | |
| 2021年9月 | 2031年9月到期的中期票据2.35% | $475 |
| 2021年9月 | 2051年9月到期的3.20%中期票据 | $425 |
| Enbridge管道公司 | | |
| 2021年5月 | 2031年5月到期的2.82%中期票据 | $400 |
| 2021年5月 | 2051年5月到期的4.20%中期票据 | $400 |
| Spectrum Energy Partners，LP | | |
| 2021年9月 | 2031年9月到期的2.50%优先债券2 | 美元400 |
1纸币的利率等于SOFR加保证金40基点。
2通过SEP的全资运营子公司德克萨斯东部传输公司发行。
2022年1月19日，我们完成了7.5亿美元的非看涨10年期固定与固定次级债券的私募发行，这些债券将于2082年1月19日到期。此次发行的净收益将用于赎回优先股，按面值于2022年3月1日赎回第17系列优先股。
长期偿债
在截至2021年12月31日的年度内，我们完成了以下长期债务偿还，总额达$1.110亿美元914百万，分别为：
| | | | | | | | | | | |
| 公司 | 还款日 | | 本金金额 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计) | |
| 安桥。 | | |
| 2021年2月 | 4.26%中期票据 | $200 |
| 2021年3月 | 3.16%中期票据 | $400 |
| Enbridge Energy Partners，L.P. | | |
| 2021年6月 | 4.20%优先债券 | 美元600 |
| Enbridge Gas Inc. | | |
| 2021年5月 | 2.76%中期票据 | $200 |
| 2021年12月 | 4.77%中期票据 | $175 |
| Enbridge管道(南光)有限责任公司 | | |
| 2021年6月和12月 | 3.98%优先债券 | 美元64 |
| Enbridge Southern Lights LP | | |
| 2021年6月和12月 | 4.01%优先债券 | $16 |
| Spectrum Energy Partners，LP | | |
| 2021年3月 | 4.60%优先债券 | 美元250 |
| 西海岸能源公司。 | | |
| 2021年10月 | 3.88%中期票据 | $150 |
债务契约
我们的信贷融资协议和定期债务契约包括标准违约事件和契约条款，根据这些条款，如果我们违约或违反某些契约，可能会导致加速偿还和/或终止协议。截至2021年12月31日，我们遵守了所有债务公约。
利息支出
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 债券和定期票据 | 2,850 | | 2,913 | | 2,783 | |
| 商业票据和信贷融通提款 | 70 | | 123 | | 273 | |
| 公允价值调整摊销 | (50) | | (54) | | (67) | |
| 资本化利息 | (215) | | (192) | | (326) | |
| | 2,655 | | 2,790 | | 2,663 | |
19. 资产报废债务
我们的ARO主要涉及管道、可再生发电资产的报废以及与通行权协议和土地使用合同租赁有关的义务。
用于估计截至2021年12月31日的年度的预期未来现金流现值的贴现率范围为0.9%至9.0% (2020 - 1.8%至9.0%).
我们ARO负债变动的对账如下：
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 年初的义务 | 496 | | 520 | |
| | |
| 已处置的负债 | — | | — | |
| 已发生的负债 | — | | — | |
| 已结清的债务 | (67) | | (30) | |
| 预算及其他方面的更改 | 70 | | — | |
| 外币折算调整 | (3) | | (6) | |
| 吸积费用 | 6 | | 12 | |
| 年终时的债务 | 502 | | 496 | |
| 具体内容如下： | | |
应付帐款及其他 | 160 | | 56 | |
其他长期负债 | 342 | | 440 | |
| 502 | | 496 | |
20. 非控制性权益
非控制性权益
下表提供了有关本公司合并财务状况报表中所列非控股权益的其他信息：
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 阿尔冈昆天然气输送公司，L.L.C | 377 | | 384 | |
| 马里泰斯和东北管道，L.L.C. | 546 | | 558 | |
| | |
| 可再生能源资产 | 1,503 | | 1,646 | |
西海岸能源公司。1 | 116 | | 408 | |
| | |
| 2,542 | | 2,996 | |
1包括零和12分别于2021年12月31日及2020年12月31日止累计可赎回优先股百万股。
西部海岸能源公司优先股赎回
于2019年3月20日，西海岸能源公司(西海岸能源公司)行使权利赎回其所有未偿还的5.5累计可赎回第一优先股、系列7(系列7股票)和所有已发行股票的百分比5.6%累计可赎回第一优先股，系列8(系列8股票)，价格为8美元25每股系列7股票收益和$25每股系列8股票，总支付金额为$300百万美元。此外，还需支付$4所有应计和未支付的股息都赚了100万美元。结果，我们记录了一美元300截至2019年12月31日止年度非控股权益减少百万元。
2021年1月15日，西海岸赎回其累积五年制最低利率重置可赎回第一优先股，系列10，面值$1151000万美元。面值为$115在截至2020年12月31日的综合财务状况报表中，应付账款和其他财务报表中包括了1,000,000美元。
2021年10月15日，西海岸赎回其累积五年制最低利率重置可赎回第一优先股，系列12，面值$3001000万美元。因此，我们记录了减少了#美元。293百万美元，代表截至2021年12月31日止年度的非控股权益中的面值减去相关发行成本。
21. 股本
我们的法定股本包括无限数量的无面值普通股和无限数量的优先股。
普通股
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | 2020 | 2019 |
| 数 | | 数 | | 数 | |
| 十二月三十一日， | 的股份 | 金额 | 的股份 | 金额 | 的股份 | 金额 |
| (百万加元；百万股数量) | | | | | | |
| 年初余额 | 2,026 | | 64,768 | | 2,025 | | 64,746 | | 2,022 | | 64,677 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
因行使股票期权而发行的股份 | — | | 31 | | 1 | | 22 | | 3 | | 69 | |
| 年终余额 | 2,026 | | 64,799 | | 2,026 | | 64,768 | | 2,025 | | 64,746 | |
优先股
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | 2020 | 2019 |
| 数 | | 数 | | 数 | |
| 十二月三十一日， | 的股份。 | 金额 | 的股份。 | 金额 | 的股份。 | 金额 |
| (百万加元；百万股数量) | | | | | | |
| 优先股，A系列 | 5 | | 125 | | 5 | | 125 | | 5 | | 125 | |
| 优先股，B系列 | 18 | | 457 | | 18 | | 457 | | 18 | | 457 | |
| 优先股，C系列 | 2 | | 43 | | 2 | | 43 | | 2 | | 43 | |
| 优先股，D系列 | 18 | | 450 | | 18 | | 450 | | 18 | | 450 | |
| 优先股，F系列 | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | |
| 优先股，H系列 | 14 | | 350 | | 14 | | 350 | | 14 | | 350 | |
| 优先股，J系列 | 8 | | 199 | | 8 | | 199 | | 8 | | 199 | |
| 优先股，系列--L | 16 | | 411 | | 16 | | 411 | | 16 | | 411 | |
| 优先股，N系列 | 18 | | 450 | | 18 | | 450 | | 18 | | 450 | |
| 优先股，系列P | 16 | | 400 | | 16 | | 400 | | 16 | | 400 | |
| 优先股，R系列 | 16 | | 400 | | 16 | | 400 | | 16 | | 400 | |
| 优先股，系列1 | 16 | | 411 | | 16 | | 411 | | 16 | | 411 | |
| 优先股，系列3 | 24 | | 600 | | 24 | | 600 | | 24 | | 600 | |
| 优先股，系列5 | 8 | | 206 | | 8 | | 206 | | 8 | | 206 | |
| 优先股，系列7 | 10 | | 250 | | 10 | | 250 | | 10 | | 250 | |
| 优先股，系列9 | 11 | | 275 | | 11 | | 275 | | 11 | | 275 | |
| 优先股，系列11 | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | |
| 优先股，系列13 | 14 | | 350 | | 14 | | 350 | | 14 | | 350 | |
| 优先股，系列15 | 11 | | 275 | | 11 | | 275 | | 11 | | 275 | |
| 优先股，系列17 | 30 | | 750 | | 30 | | 750 | | 30 | | 750 | |
| 优先股，系列19 | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | | 20 | | 500 | |
| 发行成本 | | (155) | | | (155) | | | (155) | |
| 年终余额 | | 7,747 | | | 7,747 | | | 7,747 | |
优先股的特点如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股息率 | 分红1 | 每股收益基数 救赎 价值2 | 赎回：和 转换 选项开始日期2,3 | 正确的选择 转换 变成3,4 |
| (除非另有说明，否则为加元) | | | | |
| 优先股，A系列 | 5.50 | % | $1.37500 | $25 | — | | — | |
| 优先股，B系列 | 3.42 | % | $0.85360 | $25 | 2022年6月1日 | C系列 |
优先股，C系列5 | 3个月期国库券加2.40% | — | | $25 | 2022年6月1日 | B系列 |
| 优先股，D系列 | 4.46 | % | $1.11500 | $25 | 2023年3月1日 | E系列 |
| 优先股，F系列 | 4.69 | % | $1.17224 | $25 | 2023年6月1日 | G系列 |
| 优先股，H系列 | 4.38 | % | $1.09400 | $25 | 2023年9月1日 | 系列I |
| 优先股，J系列 | 4.89 | % | 美元1.22160 | 美元25 | 2022年6月1日 | K系列 |
| 优先股，系列--L | 4.96 | % | 美元1.23972 | 美元25 | 2022年9月1日 | M系列 |
| 优先股，N系列 | 5.09 | % | $1.27152 | $25 | 2023年12月1日 | 系列O |
| 优先股，系列P | 4.38 | % | $1.09476 | $25 | 2024年3月1日 | Q系列 |
| 优先股，R系列 | 4.07 | % | $1.01825 | $25 | 2024年6月1日 | S系列 |
| 优先股，系列1 | 5.95 | % | 美元1.48728 | 美元25 | 2023年6月1日 | 系列2 |
| 优先股，系列3 | 3.74 | % | $0.93425 | $25 | 2024年9月1日 | 系列4 |
| 优先股，系列5 | 5.38 | % | 美元1.34383 | 美元25 | 2024年3月1日 | 系列6 |
| 优先股，系列7 | 4.45 | % | $1.11224 | $25 | 2024年3月1日 | 系列8 |
| 优先股，系列9 | 4.10 | % | $1.02424 | $25 | 2024年12月1日 | 系列10 |
| 优先股，系列11 | 3.94 | % | $0.98452 | $25 | 2025年3月1日 | 系列12 |
| 优先股，系列13 | 3.04 | % | $0.76076 | $25 | 2025年6月1日 | 系列14 |
| 优先股，系列15 | 2.98 | % | $0.74576 | $25 | 2025年9月1日 | 系列16 |
| 优先股，系列17 | 5.15 | % | $1.28750 | $25 | 2022年3月1日 | 系列18 |
| 优先股，系列19 | 4.90 | % | $1.22500 | $25 | 2023年3月1日 | 系列20 |
1股东有权获得董事会宣布的固定的、累积的、季度优先股息。除A系列和C系列优先股外，该固定股息率每五年从最初的赎回和转换选择权日期开始。系列17和系列19优先股包含一项功能，即固定股息率在每隔一次重置时五年，将不低于5.15%和4.90%。没有其他系列的优先股具有这一功能。
2A系列优先股可随时根据我们的选择进行赎回。对于所有其他优先股系列，吾等可选择赎回全部或部分已发行优先股，每股基本赎回价值加上所有应计及未支付股息，于赎回期权日期及其后每五周年赎回。
3持股人将有权在符合某些条件的情况下，将其股份转换为指定系列的累积可赎回优先股一-以转换期权日期及其后每五周年为基准，按相当于基本赎回价值的指定发行价计算。
4除A系列优先股外，于赎回及转换期权日期后，持有人可选择按以下比率收取每股季度浮动利率累计股息：$25X(季度天数/一年天数)x加拿大政府三个月期国库券利率+ 2.4%(C系列)，2.4%(E系列)，2.5%(G系列)，2.1%(系列I)，2.7%(系列O)，2.5%(系列季度)，2.5%(S系列)，2.4%(系列4)，2.6%(系列8)，2.7%(系列10)，2.6%(系列12)，2.7%(系列14)，2.7%(系列16)，4.1%(系列18)或3.2%(系列20)；或美元25X(季度天数/一年天数)x三个月期美国国债利率+3.1%(系列K)，3.2%(M系列)，3.1%(系列2)或2.8%(系列6)。
5C系列优先股的浮动季度股息金额增加到$0.15501从$0.153492021年3月1日，增加到$0.15753从$0.155012021年6月1日，增加到$0.16081从$0.15753在2021年9月1日，并被减少到$0.15719从$0.160812021年12月1日，将在发行后按季度重置。
优先股赎回
我们打算行使我们的权利，在2022年3月1日赎回我们所有已发行的累积可赎回最低利率重置优先股，系列17，价格为$25每系列17股，连同所有应计和未支付的股息(如果有)。
股东权利计划
股东权利计划旨在鼓励在任何收购要约中公平对待我们的股东。当某人及任何关联方取得或宣布其收购意向时，根据该计划发出的权利即可行使20%或更多的已发行普通股，未遵守计划中的某些规定或未经董事会批准。如果发生这样的收购，除收购人和关联方外，每个权利持有人都将有权按一定比例购买我们的普通股。50比当时的市场价打了9折。
22. 股票期权和股票单位计划
我们坚持认为三长期激励薪酬计划：ISO计划、PSU计划和RSU计划。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度记录的股票薪酬支出总额为#美元。157百万，$145百万美元和美元117分别为100万美元。基于材料库存的薪酬计划的活动和假设的披露如下。
激励性股票期权
某些关键员工被授予以授予日市场价格购买普通股的权利。ISO以等额的年度分期付款方式支付四-年限和期满10发行日期后数年。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 数 | 加权 平均值 锻炼 价格 | 加权 平均值 剩余 合同 生活就是这样(年) | 集料 固有的 价值 |
| (期权以千计；内在价值以百万加元计；加权平均行使价以加元计) | | | | |
| 年初未偿还期权 | 35,494 | | 48.65 | | | |
| 授予的期权 | 4,072 | | 43.86 | | | |
行使的期权1 | (4,142) | | 41.85 | | | |
| 选项已取消或已过期 | (1,407) | | 50.74 | | | |
| 年底未偿还期权 | 34,017 | | 49.28 | | 5.7 | 128 | |
年终归属的期权2 | 22,029 | | 49.84 | | 4.5 | 64 | |
1截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度内行使的ISO总内在价值为24百万，$13百万美元和美元58百万美元，行使时收到的现金为#美元2百万，$4百万美元和美元1分别为100万美元。
2截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度内行使的ISO的总公平价值为25百万，$30百万美元和美元32分别为100万美元。
用于确定使用Black-Scholes-Merton期权定价模型授予的ISO公允价值的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日的一年， | 2021 | 2020 | 2019 |
每个期权的公允价值(加元)1 | 4.10 | | 4.01 | | 4.37 | |
| 估值假设 | | | |
预期期权期限(年)2 | 6 | 6 | 5 |
预期波动率3 | 25.5 | % | 18.3 | % | 19.9 | % |
预期股息收益率4 | 7.6 | % | 5.9 | % | 6.1 | % |
无风险利率5 | 0.7 | % | 1.3 | % | 2.0 | % |
1授予美国员工的期权是基于纽约证交所的价格。所显示的期权价值和假设是基于美国和加拿大期权的加权平均值。截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度，每项期权的公允价值为3.91, $3.75及$4.04，分别为加拿大雇员和美元3.65，美元3.62和美元4.09分别针对美国员工。
2预期期权期限为六年基于历史演练实践和五年对于符合退休条件的员工。
3预期波动率乃参考历史每日股价波动率及考虑于临近授出日期的认购期权价值中可见的隐含波动率而厘定。
4预期股息收益率是授予日的当前年度股息除以当前股票价格。
5无风险利率是根据加拿大政府的加拿大债券收益率和美国国债收益率计算的。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的薪酬支出为16百万，$24百万美元和美元32分别为100万美元。截至2021年12月31日，根据ISO计划批准的与非既得股票薪酬安排有关的未确认薪酬支出为#美元11百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.
业绩存量单位
根据PSU对某些关键员工的奖励，现金奖励按以下方式支付三年制性能周期。奖励的计算方法是将业绩期末的未偿还单位数乘以Enbridge的加权平均股价20在赠款到期日前几天和业绩乘数。性能乘数的范围为零，如果我们的性能未能达到阈值性能级别，则最多二如果我们的表现在最高的绩效目标范围内。业绩乘数是通过计算我们的股东总回报百分位数排名得出的，在每一种情况下，相对于指定的同行公司集团和我们的每股可分配现金流，相对于授予时确立的目标，经非常、非营业或非经常性项目调整后得出。要计算2021年的支出，乘数为0.5用于2021年的PSU拨款，0.52020年PSU补助金和1.3用于2019年PSU的赠款。
| | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 数 | 加权 平均值 剩余 合同 生活就是这样(年) | 集料 固有的 价值 |
| (单位为千；内在价值为百万加元) | | | |
| 年初未清偿的单位 | 3,056 | | | |
| 已批出单位 | 1,895 | | | |
| 已取消的单位 | (76) | | | |
单位成熟度1 | (1,664) | | | |
| 股息再投资 | 218 | | | |
| 年终未清单位 | 3,429 | | 1.1 | 181 | |
1在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，为PSU支付的总金额为#美元70百万，$14百万美元和美元19分别为100万美元。
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，PSU的薪酬支出为#美元。56百万，$76百万美元和美元40分别为100万美元。截至2021年12月31日，与未归属PSU相关的未确认补偿支出为#美元31百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.
限制性股票单位
根据RSU奖励，现金奖励在授予日的第一、第二和第三个周年纪念日以等额分期付款的方式支付给我们的某些员工。股份结算奖励是在下列情况下给予某些高级管理人员的三年成熟期。RSU持有者将获得相当于我们加权平均股价的现金或股票20赠款到期日之前的天数乘以到期日未偿还的单位数。
| | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 数 | 加权 平均值 剩余 合同期限(年) | 集料 内在价值 |
| (单位为千；内在价值为百万加元) | | | |
| 年初未清偿的单位 | 2,453 | | | |
| 已批出单位 | 1,514 | | | |
| 已取消的单位 | (75) | | | |
单位成熟度1 | (1,433) | | | |
| 股息再投资 | 246 | | | |
| 年终未清单位 | 2,705 | | 1.1 | 129 | |
1在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，为RSU支付的总金额为$72百万，$27百万美元和美元34分别为100万美元。
在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，RSU记录的补偿费用为#美元。85百万，$44百万美元和美元41分别为100万美元。截至2021年12月31日，与未归属RSU相关的未确认补偿费用为#美元62百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.
23. 累计其他综合收益/(亏损)构成
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，我们普通股股东应占AOCI的变化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金流 套期保值 | 已排除
组件
公允价值
套期保值 | 网络 投资 套期保值 | 累计 翻译 调整，调整 | 权益 被投资人 | 养老金和 OPEB 调整，调整 | 总计 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 2021年1月1日的余额 | (1,326) | | 5 | | (215) | | 568 | | 66 | | (499) | | (1,401) | |
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损) | 238 | | (5) | | 49 | | (492) | | (12) | | 520 | | 298 | |
| 其他全面(收益)/亏损重新归类为收益 | | | | | | | |
利率合约1 | 296 | | — | | — | | — | | — | | — | | 296 | |
商品合同2 | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
外汇合约3 | 5 | | — | | — | | — | | — | | — | | 5 | |
其他合同4 | 2 | | — | | — | | — | | — | | — | | 2 | |
| 股权投资处置 | — | | — | | — | | — | | (66) | | — | | (66) | |
*养恤金和OPEB精算损失和先前服务费用的摊销5 | — | | — | | — | | — | | — | | 28 | | 28 | |
| 其他 | 17 | | — | | — | | (20) | | 3 | | — | | — | |
| | 559 | | (5) | | 49 | | (512) | | (75) | | 548 | | 564 | |
| 税收影响 | | | | | | | |
| 保留在AOCI的金额的所得税 | (61) | | — | | — | | — | | — | | (126) | | (187) | |
| 对重新归类为收入的金额征收所得税 | (69) | | — | | — | | — | | 4 | | (7) | | (72) | |
| | (130) | | — | | — | | — | | 4 | | (133) | | (259) | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日的余额 | (897) | | — | | (166) | | 56 | | (5) | | (84) | | (1,096) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金流 套期保值 | 已排除
组件
公允价值
套期保值 | 网络 投资 套期保值 | 累计 翻译 调整，调整 | 权益 被投资人 | 养老金和 OPEB 调整，调整 | 总计 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 2020年1月1日的余额 | (1,073) | | — | | (317) | | 1,396 | | 67 | | (345) | | (272) | |
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损) | (591) | | 5 | | 115 | | (828) | | (2) | | (221) | | (1,522) | |
| 其他全面(收益)/亏损重新归类为收益 | | | | | | | |
利率合约1 | 253 | | — | | — | | — | | — | | — | | 253 | |
| | | | | | | |
外汇合约3 | 5 | | — | | — | | — | | — | | — | | 5 | |
其他合同4 | (2) | | — | | — | | — | | — | | — | | (2) | |
*养恤金和OPEB精算损失和先前服务费用的摊销5 | — | | — | | — | | — | | — | | 17 | | 17 | |
| (335) | | 5 | | 115 | | (828) | | (2) | | (204) | | (1,249) | |
| 税收影响 | | | | | | | |
| 保留在AOCI的金额的所得税 | 140 | | — | | (13) | | — | | 1 | | 54 | | 182 | |
| 对重新归类为收入的金额征收所得税 | (58) | | — | | — | | — | | — | | (4) | | (62) | |
| 82 | | — | | (13) | | — | | 1 | | 50 | | 120 | |
| | | | | | | |
| 2020年12月31日余额 | (1,326) | | 5 | | (215) | | 568 | | 66 | | (499) | | (1,401) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金流 套期保值 | 网络 投资 套期保值 | 累计 翻译 调整，调整 | 权益 被投资人 | 养老金和 OPEB 调整，调整 | 总计 |
| (百万加元) | | | | | | |
| 2019年1月1日的余额 | (770) | | (598) | | 4,323 | | 34 | | (317) | | 2,672 | |
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损) | (599) | | 320 | | (2,927) | | 34 | | (124) | | (3,296) | |
| 其他全面(收益)/亏损重新归类为收益 | | | | | | |
利率合约1 | 157 | | — | | — | | — | | — | | 157 | |
商品合同2 | (1) | | — | | — | | — | | — | | (1) | |
外汇合约3 | 5 | | — | | — | | — | | — | | 5 | |
其他合同4 | (3) | | — | | — | | — | | — | | (3) | |
*养恤金和OPEB精算损失和先前服务费用的摊销5 | — | | — | | — | | — | | 17 | | 17 | |
| | | | | | |
| (441) | | 320 | | (2,927) | | 34 | | (107) | | (3,121) | |
| 税收影响 | | | | | | |
| 保留在AOCI的金额的所得税 | 169 | | (39) | | — | | 6 | | 28 | | 164 | |
| 对重新归类为收入的金额征收所得税 | (31) | | — | | — | | — | | (4) | | (35) | |
| | | | | | |
| 138 | | (39) | | — | | 6 | | 24 | | 129 | |
| 其他 | — | | — | | — | | (7) | | 55 | | 48 | |
| 2019年12月31日的余额 | (1,073) | | (317) | | 1,396 | | 67 | | (345) | | (272) | |
1在综合损益表中计入利息支出。
2在运输和其他服务收入、商品销售收入、商品成本以及经营和行政费用中在综合收益表中列报。
3在综合收益表中报告运输和其他服务收入和净外币收益。
4在合并损益表中反映在营业和行政费用内。
5这些构成部分包括在净收益成本的计算中，并在综合收益表的其他收入/(支出)中报告。
24. 风险管理和金融工具
市场风险
我们的收益、现金流和保证金受到汇率、利率、大宗商品价格和我们的股价(统称为市场风险)变动的影响。正式的风险管理政策、流程和系统旨在减轻这些风险。
以下概述了我们面临的市场风险的类型，以及用来缓解这些风险的风险管理工具。我们结合使用限定衍生工具和非限定衍生工具来管理下述风险。
外汇风险
我们创造了一定的收入，产生了费用，并持有许多以加元以外的货币计价的投资和子公司。因此，我们的收益、现金流和保险投资组合都会受到汇率波动的影响。
我们使用金融衍生工具来对冲外币计价的收益敞口。合格和非合格衍生工具的组合被用于对冲预期的外币计价收入和支出，并管理现金流的变化。我们使用外币衍生品和美元计价债务对冲某些美元计价投资和子公司的净投资。
利率风险
由于我们的可变利率债务(主要是商业票据)的定期重新定价，我们的收益和现金流受到短期利率波动的影响。我们监控我们的固定利率和可变利率债务工具的债务组合，以管理董事会批准的政策上限内的浮动利率债务的综合组合，浮动利率债务占未偿债务总额的比例最高为30%。我们主要使用合格的衍生工具来管理利率风险。薪酬固定收益浮动利率掉期可能被用来对冲未来利率变动的影响。我们实施了一项计划，通过执行平均掉期利率为3.9%的浮动利率到固定利率掉期来缓解短期利率波动对利息支出的影响。
由于市场利率的变化，我们面临固定利率债务公允价值的变化。支付浮动收受固定利率掉期(如适用)用于对冲固定利率债务公允价值未来的变动，以通过执行固定利率至浮动利率掉期来减轻公允价值波动的影响。截至2021年12月31日，我们没有任何未偿还的薪酬浮动接收固定利率掉期。
在预期的固定利率定期债券发行之前，我们的收益和现金流也受到较长期利率变化的影响。远期起始利率掉期被用来对冲未来利率变动的影响。我们已经建立了一个计划，包括我们的一些子公司，通过执行平均掉期利率为2.0%的浮动利率到固定利率掉期来减轻我们在精选预测期限债务发行中的长期利率波动风险。
商品价格风险
由于我们在某些资产和投资中的所有权权益，以及我们能源服务子公司的活动，我们的收益和现金流受到大宗商品价格变化的影响。这些大宗商品包括天然气、原油、电力和天然气。我们使用金融和实物衍生品工具来确定涉及这些商品的实物交易产生的部分可变价格敞口。我们主要使用非限定衍生工具来管理大宗商品价格风险。
股权价格风险
股票价格风险是指由于我们股价的变化而引起的收益波动的风险。我们通过发行各种形式的基于股票的薪酬来暴露于我们自己的普通股价格，这些薪酬通过每个时期对已发行单位的重估来影响收益。我们使用股票衍生品来管理一种基于股票的薪酬形式--限制性股票单位--产生的收益波动性。我们结合使用合格和非合格衍生工具来管理股票价格风险。
总衍生工具
下表概述了我们的衍生工具的财务状况、位置和账面价值的综合报表。
我们通常有一个政策，即与我们的大多数金融衍生品交易对手签订个别国际掉期和衍生品协会、国际公司协议或其他类似的衍生品协议。该等协议规定在发生破产或其他重大信贷事件时，对与特定交易对手未偿还的衍生工具进行净结算，并减少我们在该等情况下与交易对手未偿还的金融衍生资产头寸的信贷风险敞口。
下表汇总了在这些特定情况下的最大潜在结算额。所有金额均在合并财务状况表中以毛额列示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 导数 仪器 用作 现金流对冲 | 导数 仪器 用作网 投资对冲 | 导数
仪器
用作
公允价值对冲 | 非- 排位赛 衍生工具 | 总收入 导数 呈交的文书 | 金额 可用于偏移 | 总净值 衍生工具 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 应收账款及其他 | | | | | | | |
| 外汇合约 | — | | — | | — | | 259 | | 259 | | (41) | | 218 | |
| 利率合约 | 64 | | — | | — | | — | | 64 | | — | | 64 | |
| 商品合同 | — | | — | | — | | 204 | | 204 | | (129) | | 75 | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | 2 | | 2 | | — | | 2 | |
| | 64 | | — | | — | | 465 | | 529 | | (170) | | 359 | |
| 递延金额和其他资产 | | | | | | | |
| 外汇合约 | — | | — | | — | | 240 | | 240 | | (61) | | 179 | |
| 利率合约 | 88 | | — | | — | | — | | 88 | | (1) | | 87 | |
| 商品合同 | — | | — | | — | | 29 | | 29 | | (13) | | 16 | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | 3 | | 3 | | — | | 3 | |
| | 88 | | — | | — | | 272 | | 360 | | (75) | | 285 | |
| 应付帐款及其他 | | | | | | | |
| 外汇合约 | (15) | | — | | (112) | | (176) | | (303) | | 41 | | (262) | |
| 利率合约 | (150) | | — | | — | | — | | (150) | | — | | (150) | |
| 商品合同 | (14) | | — | | — | | (250) | | (264) | | 129 | | (135) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| (179) | | — | | (112) | | (426) | | (717) | | 170 | | (547) | |
| 其他长期负债 | | | | | | | |
| 外汇合约 | — | | — | | — | | (423) | | (423) | | 61 | | (362) | |
| 利率合约 | (1) | | — | | — | | (23) | | (24) | | 1 | | (23) | |
| 商品合同 | (17) | | — | | — | | (67) | | (84) | | 13 | | (71) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| (18) | | — | | — | | (513) | | (531) | | 75 | | (456) | |
| 衍生工具净资产/(负债)总额 | | | | | | | |
| 外汇合约 | (15) | | — | | (112) | | (100) | | (227) | | — | | (227) | |
| 利率合约 | 1 | | — | | — | | (23) | | (22) | | — | | (22) | |
| 商品合同 | (31) | | — | | — | | (84) | | (115) | | — | | (115) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | 5 | | 5 | | — | | 5 | |
| | (45) | | — | | (112) | | (202) | | (359) | | — | | (359) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 导数
仪器
用作
现金流对冲 | 导数
仪器
用作净投资对冲 | 导数 仪器 用作公允价值对冲 | 非-
排位赛
衍生工具 | 总收入
导数
呈交的文书 | 金额
可用于偏移 | 总净值 衍生工具 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 应收账款及其他 | | | | | | | |
| 外汇合约 | — | | — | | — | | 180 | | 180 | | (28) | | 152 | |
| 利率合约 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 商品合同 | — | | — | | — | | 143 | | 143 | | (81) | | 62 | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | — | | — | | — | | 323 | | 323 | | (109) | | 214 | |
| 递延金额和其他资产 | | | | | | | |
| 份外汇合约 | 14 | | — | | — | | 452 | | 466 | | (218) | | 248 | |
| *利率合约 | 56 | | — | | — | | — | | 56 | | (25) | | 31 | |
| **大宗商品合约 | — | | — | | — | | 39 | | 39 | | (9) | | 30 | |
| 包括其他合同 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | 70 | | — | | — | | 491 | | 561 | | (252) | | 309 | |
| 应付帐款及其他 | | | | | | | |
| 份外汇合约 | (5) | | — | | (29) | | (151) | | (185) | | 28 | | (157) | |
| *利率合约 | (423) | | — | | — | | (2) | | (425) | | — | | (425) | |
| **大宗商品合约 | (2) | | — | | — | | (278) | | (280) | | 81 | | (199) | |
| 包括其他合同 | (1) | | — | | — | | (3) | | (4) | | — | | (4) | |
| | (431) | | — | | (29) | | (434) | | (894) | | 109 | | (785) | |
| 其他长期负债 | | | | | | | |
| 份外汇合约 | — | | — | | (87) | | (673) | | (760) | | 218 | | (542) | |
| *利率合约 | (218) | | — | | — | | (23) | | (241) | | 25 | | (216) | |
| **大宗商品合约 | (1) | | — | | — | | (57) | | (58) | | 9 | | (49) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | (219) | | — | | (87) | | (753) | | (1,059) | | 252 | | (807) | |
| 衍生工具净资产/(负债)总额 | | | | | | | |
| 份外汇合约 | 9 | | — | | (116) | | (192) | | (299) | | — | | (299) | |
| *利率合约 | (585) | | — | | — | | (25) | | (610) | | — | | (610) | |
| **大宗商品合约 | (3) | | — | | — | | (153) | | (156) | | — | | (156) | |
| 包括其他合同 | (1) | | — | | — | | (3) | | (4) | | — | | (4) | |
| | (580) | | — | | (116) | | (373) | | (1,069) | | — | | (1,069) | |
下表概述了与我们的衍生工具相关的到期日和名义本金或未偿还数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | | | 2020 | |
| 截至12月31日， | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 此后 | | 总计 | | 总计 | |
外汇合约-美元远期-买入(百万美元) | 2,508 | | — | | — | | — | | — | | — | | | 2,508 | | | 3,522 | | |
外汇合约-美元远期-抛售(百万美元) | 9,245 | | 5,596 | | 4,346 | | 3,174 | | 2,574 | | 492 | | | 25,427 | | | 17,859 | | |
外汇合约-英镑(GBP)远期-抛售(百万英镑) | 28 | | 29 | | 30 | | 30 | | 28 | | 32 | | | 177 | | | 265 | | |
外汇合约-欧元远期-卖出(百万欧元) | 104 | | 92 | | 91 | | 86 | | 85 | | 343 | | | 801 | | | 885 | | |
外汇合约-日元远期-买入(百万日元) | 72,500 | | — | | — | | — | | — | | — | | | 72,500 | | | 72,500 | | |
利率合同--短期支付固定利率(百万加元) | 395 | | 47 | | 35 | | 30 | | 26 | | 64 | | | 597 | | | 4,635 | | |
利率合同--长期支付固定利率(百万加元) | 2,363 | | 1,784 | | 1,132 | | — | | — | | — | | | 5,279 | | | 5,396 | | |
股权合同(百万加元) | 20 | | 26 | | 21 | | — | | — | | — | | | 67 | | | 62 | | |
商品合同--天然气(数十亿立方英尺) | 165 | | 18 | | 5 | | 11 | | — | | — | | | 199 | | | 173 | | |
商品合约--原油(百万桶) | 12 | | — | | — | | — | | — | | — | | | 12 | | | 15 | | |
| | | | | | | | | | | |
商品合同--权力(兆瓦/小时(兆瓦/小时)) | (43) | | (43) | | (43) | | (43) | | — | | — | | | (43) | | 1 | (35) | | 1 |
1总计是电力的平均净买入价/(卖出价)。
衍生工具对损益表和全面收益表的影响
下表列出了现金流对冲和净投资对冲对我们的综合收益和综合综合收益的影响，在所得税影响之前：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 保险公司确认的未实现收益/(亏损)金额 | | | |
| 现金流对冲 | | | |
| 外汇合约 | (29) | | (1) | | (19) | |
| 利率合约 | 252 | | (595) | | (559) | |
| 商品合同 | (28) | | 2 | | (25) | |
| 其他合同 | 1 | | (3) | | 10 | |
| 公允价值对冲 | | | |
| 外汇合约 | (5) | | 5 | | — | |
| 净投资对冲 | | | |
| 外汇合约 | — | | 13 | | 2 | |
| | 191 | | (579) | | (591) | |
| 从AOCI重新分类为收益的(损益)金额 | | | |
外汇合约1 | 5 | | 5 | | 5 | |
利率合约2 | 296 | | 253 | | 157 | |
商品合同3 | 1 | | — | | (1) | |
其他合同4 | 2 | | (2) | | (3) | |
| | 304 | | 256 | | 158 | |
1在综合收益表中报告运输和其他服务收入和净外币收益/(亏损)。
2在综合损益表中计入利息支出。
3在运输和其他服务收入、商品销售收入、商品成本以及经营和行政费用中在综合收益表中列报。
4在综合损益表的营运及行政费用内列报。
我们估计会有1美元的损失47AOCI与现金流对冲相关的100万美元将在未来12个月重新归类为收益。重新归类为收益的实际金额取决于当前未偿还衍生品合约到期时的汇率、利率和大宗商品价格。对于所有预测交易，我们对冲现金流可变性风险的最长期限为36截至2021年12月31日的月份。
公允价值衍生工具
对于被指定并符合公允价值套期保值的利率衍生工具，衍生工具的收益或亏损以及被套期保值项目应占对冲风险的抵销亏损或收益计入综合收益表的利息支出。
| | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 衍生工具未实现收益/(亏损) | 8 | | (116) | |
| 套期保值项目的未实现损益 | (15) | | 133 | |
| 衍生工具已实现亏损 | (41) | | (12) | |
| 套期保值项目已实现收益 | 45 | | — | |
不合格的衍生品
下表列出了与我们的非合格衍生品公允价值变化相关的未实现收益和亏损：
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
外汇合约1 | 92 | | 902 | | 1,626 | |
利率合约2 | 2 | | (25) | | 178 | |
商品合同3 | 71 | | (114) | | (62) | |
其他合同4 | 8 | | (7) | | 9 | |
| 未实现衍生工具公允价值净收益/(亏损)总额 | 173 | | 756 | | 1,751 | |
1各年度期间，在运输和其他服务收入(2021年--#美元)内报告98百万美元收益；2020-美元533百万美元收益；2019-美元930收益)和净外币收益/(亏损)(2021年-$6百万亏损；2020-$369百万美元收益；2019-美元696百万收益)在综合收益表中。
2在综合收益表中列为利息支出内的增长。
3各年度期间，在运输和其他服务收入(2021年--#美元)内报告9百万美元收益；2020-美元2百万亏损；2019-$26百万美元亏损)，商品销售额(2021年-$160百万美元收益；2020-美元321百万亏损；2019-$544百万美元损失)，商品成本(2021年-$105百万亏损；2020-$207百万美元收益；2019-美元459百万美元收益)以及运营和管理费用(2021年--美元7百万美元收益；2020-美元2百万美元收益；2019-美元49百万收益)在综合收益表中。
4在合并损益表中列报营业和行政费用.
流动性风险
流动性风险是指我们将无法履行到期的金融义务，包括承诺和担保的风险。为了降低这一风险，我们预测未来一年的现金需求12-一个月的滚动时间段，以确定是否有足够的资金可用，并在我们承诺的银行信贷额度下保持相当大的能力，以应对任何突发事件。我们的流动资金和资本资源的主要来源是运营产生的资金、商业票据的发行和承诺信贷安排下的提款以及长期债务，其中包括债券和中期票据。我们还向证券监管机构保留了目前的招股说明书，使其能够根据市场状况随时进入加拿大或美国的公开资本市场。此外，我们透过与多间银行及机构提供的信贷安排，维持充裕的流动资金。如有需要，我们可为所有预期需求提供约一年而不进入资本市场。截至2021年12月31日，我们遵守了我们承诺的信贷安排协议和定期债务契约的所有条款和条件。因此，我们可以获得所有的信贷安排，银行有义务为我们提供资金，并且一直在根据这些安排的条款为我们提供资金。
信用风险
订立衍生工具可能导致信用风险，因为交易对手有可能违约其合同义务。为了减轻这一风险，我们主要与拥有高投资级信用评级的机构进行风险管理交易。与衍生工具交易对手有关的信贷风险可透过维持及监察信贷风险限额及合约要求、净额结算安排，以及使用外部信用评级服务及其他分析工具持续监察交易对手信贷风险而减轻。
我们在以下交易对手领域有衍生品工具的信贷集中和信用敞口：
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 加拿大金融机构 | 424 | | 481 | |
| 美国金融机构 | 130 | | 99 | |
| 欧洲金融机构 | 181 | | 28 | |
| 亚洲金融机构 | 30 | | 167 | |
其他1 | 122 | | 97 | |
| | 887 | | 872 | |
1其他由大宗商品清算所以及实物天然气和原油交易对手组成。
截至2021年12月31日，我们提供的信用证共计零而不是根据相关国际掉期和衍生工具协会协议的条款向我们的交易对手提供现金抵押品。我们举行了不是截至2021年12月31日和2020年12月31日衍生品资产敞口的现金抵押品。
未计入抵押品影响的衍生工具余额总额已列报。衍生品资产根据交易对手的信用违约互换利差调整其不良表现风险，并按公允价值反映。对于衍生负债，我们的不履行风险被考虑在估值中。
信用风险也来自贸易和其他长期应收账款，并通过信用风险敞口限额和合同要求、信用评级评估和净额结算安排来缓解。在Enbridge Gas，由于公用事业公司庞大而多样化的客户基础，以及通过制定费率过程收回可疑账户估计的能力，信用风险得到了缓解。我们积极监测大型工业客户的财务实力，并在某些情况下获得额外的担保，以将应收账款违约的风险降至最低。一般来说，我们将超过30天的应收账款归类并计提逾期准备。与非衍生金融资产相关的信用风险的最大敞口是其账面价值。
公允价值计量
我们的金融资产和负债按公允价值按经常性基础计量，包括衍生工具。我们也披露了不按公允价值计量的其他金融工具的公允价值。金融工具的公允价值反映了我们基于普遍接受的估值技术或模型对市场价值的最佳估计，并得到可观察到的市场价格和利率的支持。当此类价值不可用时，我们根据可观察到的市场投入，从适用的收益率曲线中使用贴现现金流分析来估计公允价值。
金融工具的公允价值
我们根据计量投入的可观测性，将按公允价值计量的衍生工具分为三个不同水平之一。
1级
第1级包括按公允价值计量的衍生工具，该等衍生工具是根据活跃市场上相同资产及负债的未经调整报价而在计量日期可取得的。活跃的衍生品市场被认为是交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。我们的一级工具主要由交易所交易的衍生品组成，用于缓解原油价格波动的风险。
2级
第2级包括使用直接或间接可观察资料厘定的衍生工具估值，而非第1级所包括的报价。该类别的衍生工具采用模型或其他源自可观察市场数据的行业标准估值技术进行估值。该等估值技术包括在衍生工具整个存续期内可在市场上观察或证实的报价远期价格、时间价值、波动性因素及经纪报价等资料。使用二级投入估值的衍生品包括非交易所交易的衍生品，如场外外汇远期和交叉货币掉期合约、利率掉期、实物远期商品合约，以及可以获得可观察到的投入的商品掉期。
我们还将持有至到期的优先股投资和长期债务的公允价值归类为2级。我们持有至到期的优先股投资的公允价值主要基于某些加拿大政府债券的收益率。我们长期债务的公允价值是基于收益率、信用风险和期限相似的工具的市场报价。
3级
第3级包括基于较少可观察、不可获得或可观察数据不支持衍生工具公允价值的重要部分的投入的衍生产品估值。一般来说，3级衍生品是期限较长的交易，发生在不太活跃的市场，发生在定价信息不可用或没有具有约束力的经纪商报价以支持2级分类的地点。我们已经制定了以行业标准为基准的方法，根据对可观察到的未来价格和利率的推断来确定这些衍生品的公允价值。使用3级投入进行估值的衍生品主要包括长期衍生品电力合约、NGL和天然气合约、基差掉期、大宗商品掉期、电力和能源掉期以及实物远期大宗商品合约。我们没有任何其他被归类为第三级的金融工具。
我们使用最可观察到的投入来估计我们衍生品的公允价值。在可能的情况下，我们根据报价的市场价格估计我们的衍生品的公允价值。如果无法获得报价的市场价格，我们会使用第三方经纪商的估计。对于第2级和第3级的非交易所交易衍生品，我们使用标准估值技术来计算估计公允价值。这些方法包括远期和掉期的贴现现金流，以及期权的Black-Scholes-Merton定价模型。根据衍生工具的类型和基础风险的性质，我们使用可观察到的市场价格(利息、外汇、大宗商品和股票价格)和波动率作为这些估值技术的主要输入。最后，我们在估计公允价值时考虑了我们自己的信用违约互换利差以及与我们的交易对手相关的信用违约互换利差。
我们已将按公允价值计量的衍生资产和负债分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 第1级 | 二级 | 第三级 | 总派生工具 |
| (百万加元) | | | | |
| 金融资产 | | | | |
| 流动衍生资产 | | | | |
| 外汇合约 | — | | 259 | | — | | 259 | |
| 利率合约 | — | | 64 | | — | | 64 | |
| 商品合同 | 38 | | 71 | | 95 | | 204 | |
| 其他合同 | — | | 2 | | — | | 2 | |
| | 38 | | 396 | | 95 | | 529 | |
| 长期衍生资产 | | | | |
| 外汇合约 | — | | 240 | | — | | 240 | |
| 利率合约 | — | | 88 | | — | | 88 | |
| 商品合同 | — | | 21 | | 8 | | 29 | |
| 其他合同 | — | | 3 | | — | | 3 | |
| | — | | 352 | | 8 | | 360 | |
| 金融负债 | | | | |
| 流动衍生负债 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (303) | | — | | (303) | |
| 利率合约 | — | | (150) | | — | | (150) | |
| 商品合同 | (52) | | (66) | | (146) | | (264) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | |
| | (52) | | (519) | | (146) | | (717) | |
| 长期衍生负债 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (423) | | — | | (423) | |
| 利率合约 | — | | (24) | | — | | (24) | |
| 商品合同 | — | | (19) | | (65) | | (84) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | |
| | — | | (466) | | (65) | | (531) | |
| 金融净资产/(负债)合计 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (227) | | — | | (227) | |
| 利率合约 | — | | (22) | | — | | (22) | |
| 商品合同 | (14) | | 7 | | (108) | | (115) | |
| 其他合同 | — | | 5 | | — | | 5 | |
| | (14) | | (237) | | (108) | | (359) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 1级 | 2级 | 3级 | 总派生工具 |
| (百万加元) | | | | |
| 金融资产 | | | | |
| 流动衍生资产 | | | | |
| 外汇合约 | — | | 180 | | — | | 180 | |
| 利率合约 | — | | — | | — | | — | |
| 商品合同 | 43 | | 33 | | 67 | | 143 | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | |
| | 43 | | 213 | | 67 | | 323 | |
| 长期衍生资产 | | | | |
| 外汇合约 | — | | 466 | | — | | 466 | |
| 利率合约 | — | | 56 | | — | | 56 | |
| 商品合同 | 1 | | 24 | | 14 | | 39 | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | |
| | 1 | | 546 | | 14 | | 561 | |
| 金融负债 | | | | |
| 流动衍生负债 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (185) | | — | | (185) | |
| 利率合约 | — | | (425) | | — | | (425) | |
| 商品合同 | (39) | | (18) | | (223) | | (280) | |
| 其他合同 | — | | (4) | | — | | (4) | |
| | (39) | | (632) | | (223) | | (894) | |
| 长期衍生负债 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (760) | | — | | (760) | |
| 利率合约 | — | | (241) | | — | | (241) | |
| 商品合同 | (1) | | (8) | | (49) | | (58) | |
| 其他合同 | — | | — | | — | | — | |
| | (1) | | (1,009) | | (49) | | (1,059) | |
| 金融净资产/(负债)合计 | | | | |
| 外汇合约 | — | | (299) | | — | | (299) | |
| 利率合约 | — | | (610) | | — | | (610) | |
| 商品合同 | 4 | | 31 | | (191) | | (156) | |
| 其他合同 | — | | (4) | | — | | (4) | |
| | 4 | | (882) | | (191) | | (1,069) | |
在第三级衍生工具的公允价值计量中使用的重大不可观察的投入如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 公允价值 | 无法观察到的输入 | 最低价格 | 最高价格 | 加权平均价格 | 计量单位 |
| (公允价值以百万加元为单位) | | | | | | |
商品合同--金融1 | | | | | | |
| 天然气 | (19) | | 远期天然气价格 | 3.12 | 9.05 | 4.49 | $/Mmbtu2 |
| 原油 | 3 | | 远期原油价格 | 76.02 | 98.99 | 91.73 | $/桶 |
| | | | | | |
| 电源 | (60) | | 远期电价 | 31.00 | 125.13 | 76.23 | 美元/兆瓦/小时 |
商品合约--实物1 | | | | | | |
| 天然气 | (56) | | 远期天然气价格 | 2.65 | 9.25 | 4.63 | $/Mmbtu2 |
| 原油 | 24 | | 远期原油价格 | 68.66 | 97.00 | 87.97 | $/桶 |
| | | | | | |
| | (108) | | | | | | |
1金融和实物远期商品合约使用市场法估值技术进行估值。
2百万英热单位(MMBTU)。
如经调整，上表所披露的重大不可观察到的投入将对我们的3级衍生工具的公允价值产生直接影响。3级衍生工具的公允价值计量中使用的重大不可观察的投入包括远期商品价格和期权合约的价格波动性。远期商品价格的变化可能会导致我们的Level 3衍生品的公允价值大不相同。价格波动性的变化将改变期权合约的价值。一般而言，远期商品价格预估的变动与价格波动性预估的变动无关。
在公允价值层次中归类为第三级的衍生资产和负债的公允价值净值变动如下：
| | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 期初第3级衍生负债净额 | (191) | | (69) | |
| 总收益/(亏损) | | |
包括在收入中1 | (39) | | (123) | |
| 包括在OCI中 | (29) | | 2 | |
| 聚落 | 151 | | (1) | |
| 第3级期末衍生负债净额 | (108) | | (191) | |
1在运输和其他服务收入、商品成本以及经营和行政费用中在综合收益表中列报。
截至2021年12月31日或2020年12月31日，没有资金调入或调出3级。
净投资对冲
我们已指定美元债务的一部分，以及外汇远期合约组合，作为我们对美元计价投资和子公司的净投资的对冲。
在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们确认了未实现外汇收益1美元49百万美元和美元117百万美元，分别用于转换美元计价债务和未偿还外汇远期合约公允价值变动的未实现收益零及$13百万美元，分别在保监处。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们确认了零及$15分别为与外汇远期合约结算相关的保监局。不是保监处于截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度确认与结算期内到期的美元债务有关的已实现损益。
其他金融工具的公允价值
没有积极报价的其他实体的某些长期投资被归类为FVMA投资，并按减去成本后的减值计入。FVMA投资的账面价值总计为#美元。52截至2021年12月31日和2020年12月31日。
我们已经限制了以信托形式持有的长期投资，总金额为$630百万美元和美元553分别于2021年12月31日及2020年12月31日，按公允价值确认。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的长期债务的账面价值为$74.410亿美元66.1未扣除债务发行成本和公允价值分别为10亿美元和82.010亿美元75.1分别为10亿美元。我们也有非流动应收票据按账面价值列账，并在综合财务状况表中以递延金额和其他资产入账。截至2021年12月31日、2020年12月31日和2020年12月31日，非应收票据账面价值为#美元。1.010亿美元1.1分别为10亿美元，这也接近它们的公允价值。
除衍生工具、其他长期投资、受限制长期投资及长期债务外，其他金融资产及负债的公允价值因到期日较短而接近其成本。
25. 所得税
所得税税率对账
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 所得税前收益 | 7,729 | 4,190 | | 7,535 | |
| 加拿大联邦法定所得税税率 | 15 | % | 15 | % | 15 | % |
| 按法定税率缴纳的预期联邦税 | 1,159 | 629 | | 1,130 | |
| 因以下原因而增加/(减少)： | | | |
省和州所得税1 | 228 | | 288 | | 415 | |
外国和其他法定利差2 | 134 | | (53) | | 129 | |
| | | |
利率管制会计的影响3 | (139) | | (145) | | (63) | |
外国允许的利息扣除4 | — | | (4) | | (29) | |
第VI.1部分税收，扣除联邦第I部分扣除5 | 73 | | 76 | | 78 | |
| | | |
美国最低税额6 | — | | 44 | | 67 | |
出售投资所得的免税部分7 | (23) | | — | | — | |
估值免税额8 | 5 | | (6) | | 26 | |
企业间投资9 | — | | — | | (14) | |
| 非控制性权益 | (17) | | (8) | | (13) | |
| 其他 | (5) | | (47) | | (18) | |
| 所得税费用 | 1,415 | | 774 | | 1,708 | |
| 有效所得税率 | 18.3% | 18.5% | 22.7% |
1 2020年至2021年各省和州所得税的变化反映了2020年美国和加拿大州税分摊和税率变化的影响，被2021年美国和加拿大业务收益的增长所抵消。
2从2020年到2021年，外国和其他法定利差的变化反映了来自美国业务的收益的增加，部分被来自外国业务的更高的税率收益所抵消。
3 2019年的数额包括注销监管资产的税收优惠的联邦部分。
4 2019年至2021年外国允许利息扣除的减少是由于相关贷款组合的变化。
5第VI.1部分税收是对在加拿大支付的优先股股息征收的税收。
6由于奖金税折旧造成的税收损失，2021年美国没有最低税额。
7 2021年的数额涉及出售Noverco投资的收益对联邦的影响。
8 2021年的增加是由于对不太可能变现的额外递延税项资产的估值免税额的税收影响的联邦部分。
9 2019年的数额涉及关于公司间投资回收方式的主张的变化的联邦部分，因此要求为MATL记录与外部基础临时差异有关的递延税款。
税前收益和所得税的组成部分
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 所得税前收益 | | | |
| 加拿大 | 3,399 | | 2,789 | | 3,560 | |
| 我们 | 3,336 | | 407 | | 3,115 | |
| 其他 | 994 | | 994 | | 860 | |
| | 7,729 | | 4,190 | | 7,535 | |
| 现行所得税 | | | |
| 加拿大 | 162 | | 165 | | 347 | |
| 我们 | 80 | | 64 | | 107 | |
| 其他 | 82 | | 98 | | 98 | |
| | 324 | | 327 | | 552 | |
| 递延所得税 | | | |
| 加拿大 | 344 | | 378 | | 490 | |
| 我们 | 741 | | 66 | | 672 | |
| 其他 | 6 | | 3 | | (6) | |
| | 1,091 | | 447 | | 1,156 | |
| 所得税费用 | 1,415 | | 774 | | 1,708 | |
递延所得税的构成部分
递延所得税资产和负债是根据资产和负债的账面金额及其各自的税基之间的差异在未来的税务后果中确认的。递延所得税资产和负债的主要组成部分如下：
| | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 递延所得税负债 | | |
| 财产、厂房和设备 | (8,721) | | (7,786) | |
| 投资 | (6,097) | | (4,649) | |
| 监管资产 | (1,245) | | (1,156) | |
| 其他 | (208) | | (127) | |
| 递延所得税负债总额 | (16,271) | | (13,718) | |
| 递延所得税资产 | | |
| 金融工具 | 315 | | 518 | |
| 养老金和OPEB计划 | 110 | | 251 | |
| 亏损结转 | 3,081 | | 2,005 | |
| 其他 | 1,648 | | 1,461 | |
| 递延所得税资产总额 | 5,154 | | 4,235 | |
| 减去估值免税额 | (84) | | (79) | |
| 递延所得税总资产，净额 | 5,070 | | 4,156 | |
| 递延所得税净负债 | (11,201) | | (9,562) | |
| 具体内容如下： | | |
| 递延所得税资产总额 | 488 | | 770 | |
| 递延所得税负债总额 | (11,689) | | (10,332) | |
| 递延所得税净负债 | (11,201) | | (9,562) | |
对于某些亏损和信贷结转，以及将递延所得税资产减少到更有可能实现的金额的投资的外部基准临时差异，已建立估值拨备。
截至2021年12月31日，我们确认了未使用税项损失结转的好处为$1.9十亿美元(2020-美元)2.610亿美元)，将于2026年及以后到期。
截至2021年12月31日，我们确认了未使用税项损失结转的好处为$11.0十亿美元(2020-美元)5.810亿美元)。未使用的税项损失结转$3.52000亿美元(2020-1美元)2.430亿美元)将于2023年开始到期，未使用的税收损失结转$7.52000亿美元(2020-1美元)3.430亿美元)没有到期。
我们并无就我们几乎所有海外附属公司的账面价值与其相应税基之间的差额拨备递延所得税，因为该等附属公司的收益拟永久再投资于其业务。因此，在可预见的未来，这些投资预计不会产生所得税。投资的账面价值及其税基之间的差异在很大程度上是未汇出收益和货币换算调整的结果。未汇出的收益和货币换算调整没有确认外国子公司的递延税款为#美元。4.310亿美元5.5分别为2021年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日期间的10亿美元。如果这些收入以股息或其他形式汇出，我们可能需要缴纳所得税和外国预扣税。就未确认的递延所得税负债额确定此类数额是不可行的。
Enbridge和我们的某些子公司在加拿大、美国和其他外国司法管辖区须纳税。我们可能受到审查的重要司法管辖区包括美国(联邦)和加拿大(联邦、艾伯塔省和安大略省)。我们接受加拿大税务机关2012至2021纳税年度的审查，以及2018至2021纳税年度美国税务当局的审查。我们目前正在接受加拿大2014至2018纳税年度所得税事宜的审查。我们目前没有在任何其他需要缴纳所得税的重要司法管辖区接受所得税事宜的审查。
未确认的税收优惠
| | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 年初未确认的税收优惠 | 121 | | 129 | |
| 本年度税种毛增额 | 1 | | 1 | |
| | |
| 上一年税收状况的毛减额 | (26) | | (1) | |
| 外币换算的变动 | (1) | | (3) | |
| 诉讼时效失效 | (19) | | (5) | |
| | |
| 年底未确认的税收优惠 | 76 | | 121 | |
截至2021年12月31日的未确认税收优惠，如果得到确认，将影响我们的实际所得税税率。我们预计未来12个月未确认的税收优惠不会对我们的综合财务报表产生重大影响。
我们确认与未确认的税收优惠相关的应计利息和罚款是所得税的一个组成部分。截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度所得税中包括的利息和罚款为澳元。5百万美元的追回和3分别为百万英镑的支出。截至2021年12月31日和2020年12月31日，利息和罚款为$12百万美元和美元17已经分别积累了100万美元。
26. 退休金和其他退休后福利
养老金计划
我们赞助加拿大和美国的缴费型和非缴款型注册固定收益和固定贡献养老金计划，这些计划提供覆盖几乎所有员工的福利。加拿大计划为我们的加拿大员工提供固定福利和固定缴费养老金福利。美国计划为我们的美国员工提供固定福利养老金福利。我们还赞助补充性的非缴费固定收益养老金计划，为加拿大和美国的某些员工提供非登记福利。
固定收益养老金计划福利
固定福利养恤金计划的应付福利是根据每个计划参与人的服务年限和最终平均薪酬计算的。一些福利在计划参与者退休后部分地与通胀挂钩。我们的贡献是根据独立的精算估值做出的。参与人对缴费固定收益养恤金计划的缴费是根据每个计划参与人目前符合资格的薪酬计算的。
固定缴费养老金计划福利
我们的缴费是根据每个计划参与者目前合格的薪酬计算的。我们对一些固定缴款养老金计划的缴费也是基于年龄和服务年限的。我们的固定缴款养老金福利成本等于我们需要缴纳的金额。
福利义务、计划资产和资金状况
下表详细说明了我们的固定收益养老金计划的预计福利债务、计划资产的公允价值和记录的资产或负债的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 预计福利债务的变化 | | | | | |
| 年初的预计福利义务 | 4,855 | | 4,446 | | | 1,243 | | 1,230 | |
| 服务成本 | 139 | | 148 | | | 44 | | 44 | |
| 利息成本 | 101 | | 128 | | | 17 | | 31 | |
| 参与者的贡献 | 28 | | 31 | | | — | | — | |
精算(收益)/损失1 | (329) | | 292 | | | (21) | | 95 | |
| 已支付的福利 | (194) | | (190) | | | (84) | | (128) | |
| 外币汇率变动 | — | | — | | | (11) | | (23) | |
| 其他 | — | | — | | | (4) | | (6) | |
年底的预计福利义务2 | 4,600 | | 4,855 | | | 1,184 | | 1,243 | |
| 计划资产变动 | | | | | |
| 年初计划资产的公允价值 | 4,077 | | 3,827 | | | 1,062 | | 1,104 | |
| 计划资产的实际回报率 | 505 | | 288 | | | 151 | | 83 | |
| 雇主供款 | 120 | | 121 | | | 43 | | 27 | |
| 参与者的贡献 | 28 | | 31 | | | — | | — | |
| 已支付的福利 | (194) | | (190) | | | (84) | | (128) | |
| 外币汇率变动 | — | | — | | | (8) | | (18) | |
| 其他 | — | | — | | | (4) | | (6) | |
计划资产年终公允价值3 | 4,536 | | 4,077 | | | 1,160 | | 1,062 | |
| 年终资金不足状况 | (64) | | (778) | | | (24) | | (181) | |
| 具体内容如下： | | | | | |
| 递延金额和其他资产 | 250 | | 35 | | | 98 | | — | |
| 应付帐款及其他 | (9) | | (9) | | | (4) | | (3) | |
| 其他长期负债 | (305) | | (804) | | | (118) | | (178) | |
| | (64) | | (778) | | | (24) | | (181) | |
1主要是由于用于衡量福利债务的贴现率增加(2020年--主要是由于用于衡量福利债务的贴现率下降)。
2我们加拿大养老金计划的累积福利义务为$4.310亿美元4.5分别截至2021年和2020年12月31日的10亿美元。我们美国养老金计划的累计福利义务为#美元。1.110亿美元1.2分别截至2021年和2020年12月31日的10亿美元。
3数额为$的资产13百万美元(2020-美元)11百万美元)和$84百万美元(2020-美元)59与我们的加拿大和美国未登记的补充养老金计划义务有关的债务，以设保人信托和拉比信托的形式持有，根据联邦税务法规，这些信托不受债权人的限制。这些资产用于未来结清截至年底资金不足状况下的福利债务，但出于会计目的，它们被排除在计划资产之外。
我们的某些养老金计划积累的福利义务超过了计划资产的公允价值。对于这些计划，计划资产的累计福利义务和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 累积利益义务 | 440 | | 4,094 | | | 115 | | 1,207 | |
| 计划资产的公允价值 | 247 | | 3,621 | | | — | | 1,062 | |
我们的某些养老金计划预计的福利义务超过了计划资产的公允价值。就这些计划而言，计划资产的预计福利债务和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 预计福利义务 | 1,272 | | 4,434 | | | 121 | | 1,243 | |
| 计划资产的公允价值 | 1,020 | | 3,621 | | | — | | 1,062 | |
累计其他综合收益中确认的金额
与我们的养老金计划有关的税前AOCI金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 净精算损失 | 226 | | 542 | | | 92 | | 233 | |
| 以前的服务积分 | — | | — | | | (1) | | (1) | |
AOCI中确认的总金额1 | 226 | | 542 | | | 91 | | 232 | |
1不包括与累计折算调整相关的金额。
在全面收益中确认的期间收益净成本和其他金额
与我们的养老金计划相关的税前全面收入中确认的定期福利净成本和其他金额的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大 | | 我们 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 2021 | 2020 | 2019 | | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 服务成本 | 139 | | 148 | | 149 | | | 44 | | 44 | | 45 | |
利息成本1 | 101 | | 128 | | 139 | | | 17 | | 31 | | 41 | |
计划资产的预期回报1 | (252) | | (260) | | (245) | | | (73) | | (88) | | (78) | |
精算损失净额摊销/结算1 | 54 | | 42 | | 41 | | | 11 | | 1 | | 2 | |
摊销/削减先前服务信贷1 | — | | — | | — | | | — | | (1) | | (1) | |
| 定期净收益(信用)/成本 | 42 | | 58 | | 84 | | | (1) | | (13) | | 9 | |
| 确定的缴费收益成本 | 7 | | 6 | | 8 | | | — | | — | | — | |
| 净养老金(贷方)/在收益中确认的成本 | 49 | | 64 | | 92 | | | (1) | | (13) | | 9 | |
| 在OCI中确认的金额： | | | | | | | |
| 计划组合的效果 | — | | — | | — | | | — | | — | | (6) | |
| | 精算损失净额摊销/结算 | (25) | | (21) | | (26) | | | (11) | | (1) | | (2) | |
| 摊销/削减先前服务信贷 | — | | — | | — | | | — | | 1 | | 1 | |
| 本年度内产生的精算(收益)/亏损净额 | (291) | | 118 | | 115 | | | (99) | | 100 | | 8 | |
| 在保监处确认的总金额 | (316) | | 97 | | 89 | | | (110) | | 100 | | 1 | |
| 在全面收益中确认的总额 | (267) | | 161 | | 181 | | | (111) | | 87 | | 10 | |
1在合并损益表中的其他收入/(费用)项下列报。
精算假设
在衡量我们的养老金计划的预计福利义务和净定期福利成本时所做的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 2021 | 2020 | 2019 | | 2021 | 2020 | 2019 |
| 预计福利义务 | | | | | | | |
| 贴现率 | 3.2 | % | 2.6 | % | 3.0 | % | | 2.6 | % | 2.2 | % | 3.0 | % |
| 加薪幅度 | 2.9 | % | 2.3 | % | 3.2 | % | | 2.8 | % | 2.7 | % | 2.9 | % |
| 现金余额利息贷方利率 | 不适用 | 不适用 | 不适用 | | 4.3 | % | 4.3 | % | 4.5 | % |
| 定期净收益成本 | | | | | | | |
| 贴现率 | 2.6 | % | 3.0 | % | 3.8 | % | | 2.2 | % | 3.0 | % | 3.9 | % |
| 计划资产回报率 | 6.2 | % | 6.8 | % | 7.0 | % | | 7.3 | % | 7.9 | % | 8.0 | % |
| 加薪幅度 | 2.3 | % | 3.2 | % | 3.2 | % | | 2.7 | % | 2.9 | % | 2.9 | % |
| 现金余额利息贷方利率 | 不适用 | 不适用 | 不适用 | | 4.3 | % | 4.5 | % | 4.5 | % |
其他退休后福利计划
我们赞助有资金和无资金的固定福利OPEB计划，这些计划为某些符合条件的退休员工提供非缴费补充医疗、牙科、生命和医疗支出账户福利。
福利义务、计划资产和资金状况
下表详细说明了我们的固定福利OPEB计划的累计退休后福利债务、计划资产的公允价值以及记录的资产或负债的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
退休后累计福利债务的变化 | | | | | |
年初累计退休后福利义务 | 321 | | 293 | | | 254 | | 288 | |
| 服务成本 | 6 | | 5 | | | 1 | | 2 | |
| 利息成本 | 7 | | 8 | | | 3 | | 7 | |
| 参与者的贡献 | — | | — | | | 8 | | 4 | |
精算(收益)/损失1 | (51) | | 21 | | | (69) | | 17 | |
| 已支付的福利 | (9) | | (6) | | | (22) | | (28) | |
| 图则修订 | — | | — | | | — | | (33) | |
| 外币汇率变动 | — | | — | | | (3) | | (4) | |
| 其他 | — | | — | | | 1 | | 1 | |
年终累计退休后福利债务 | 274 | | 321 | | | 173 | | 254 | |
| 计划资产变动 | | | | | |
| 年初计划资产的公允价值 | — | | — | | | 188 | | 188 | |
| 计划资产的实际回报率 | — | | — | | | 22 | | 14 | |
| 雇主供款 | 9 | | 6 | | | 6 | | 12 | |
| 参与者的贡献 | — | | — | | | 8 | | 4 | |
| 已支付的福利 | (9) | | (6) | | | (22) | | (28) | |
| 外币汇率变动 | — | | — | | | (3) | | (3) | |
| 其他 | — | | — | | | 2 | | 1 | |
| 计划资产年终公允价值 | — | | — | | | 201 | | 188 | |
| 年底资金过剩/(资金不足)状况 | (274) | | (321) | | | 28 | | (66) | |
| 具体内容如下： | | | | | |
| 递延金额和其他资产 | — | | — | | | 71 | | 19 | |
| 应付帐款及其他 | (12) | | (13) | | | — | | (6) | |
| 其他长期负债 | (262) | | (308) | | | (43) | | (79) | |
| | (274) | | (321) | | | 28 | | (66) | |
1主要是由于用于衡量福利义务的贴现率增加(2020-主要是由于用于衡量福利义务的贴现率下降).
我们的某些OPEB计划累积的福利义务超过了计划资产的公允价值。对于这些计划，计划资产的累计福利义务和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 累积利益义务 | 274 | | 321 | | | 94 | | 191 | |
| 计划资产的公允价值 | — | | — | | | 51 | | 106 | |
累计其他综合收益中确认的金额
与我们的OPEB计划相关的税前AOCI金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 精算净额(损益) | (35) | | 15 | | | (104) | | (7) | |
| 以前的服务积分 | (1) | | (1) | | | (37) | | (44) | |
AOCI中确认的总金额1 | (36) | | 14 | | | (141) | | (51) | |
1不包括与累计折算调整相关的金额。
在全面收益中确认的期间收益净成本和其他金额
与我们的OPEB计划相关的税前全面收入中确认的定期福利净成本和其他金额的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 | | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | | | | | |
| 服务成本 | 6 | | 5 | | 5 | | | 1 | | 2 | | 2 | |
利息成本1 | 7 | | 8 | | 10 | | | 3 | | 7 | | 10 | |
计划资产的预期回报1 | — | | — | | — | | | (10) | | (12) | | (12) | |
精算净收益摊销/结算1 | — | | (1) | | (7) | | | (1) | | (1) | | — | |
摊销/削减先前服务信贷1 | — | | — | | (1) | | | (7) | | (2) | | (2) | |
| 净定期收益(信贷)/在收益中确认的成本 | 13 | | 12 | | 7 | | | (14) | | (6) | | (2) | |
| 在OCI中确认的金额： | | | | | | | |
| 精算净收益摊销/结算 | — | | 1 | | 7 | | | 1 | | 1 | | — | |
| 摊销/削减先前服务信贷 | — | | — | | 1 | | | 7 | | 2 | | 2 | |
| 本年度内产生的精算(收益)/亏损净额 | (50) | | 21 | | 15 | | | (80) | | 15 | | (8) | |
| 以前的服务积分 | — | | — | | — | | | — | | (33) | | — | |
| 在保监处确认的总金额 | (50) | | 22 | | 23 | | | (72) | | (15) | | (6) | |
| 在全面收益中确认的总额 | (37) | | 34 | | 30 | | | (86) | | (21) | | (8) | |
1在合并损益表中的其他收入/(费用)项下列报。
精算假设
在衡量我们的OPEB计划的累计退休后福利义务和净定期福利成本时所做的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 2021 | 2020 | 2019 | | 2021 | 2020 | 2019 |
累计退休后福利义务 | | | | | | | |
| 贴现率 | 3.2 | % | 2.6 | % | 3.1 | % | | 2.4 | % | 2.0 | % | 2.8 | % |
| 定期净收益成本 | | | | | | | |
| 贴现率 | 2.6 | % | 3.1 | % | 3.8 | % | | 2.0 | % | 2.8 | % | 4.0 | % |
| 计划资产回报率 | 不适用 | 不适用 | 不适用 | | 6.0 | % | 6.7 | % | 6.7 | % |
假定的医疗成本趋势比率
用于衡量预期福利成本的下一年假定比率如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大 | | 我们 |
| 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| 假设明年的医疗成本趋势比率 | 4.0 | % | 4.0 | % | | 7.0 | % | 6.8 | % |
假定成本趋势将下降的比率(最终趋势比率) | 4.0 | % | 4.0 | % | | 4.5 | % | 4.5 | % |
| 利率达到最终趋势利率的年份 | 不适用 | 不适用 | | 2037 | 2037 |
计划资产
我们通过为每个计划制定长期资产组合政策来管理养老基金的投资风险，考虑因素包括：(I)养老金计划负债的性质；(Ii)计划的投资期限；(Iii)计划的持续经营和偿付能力、资金状况和现金流要求；(Iv)我们的经营环境和财务状况以及我们承受养老金缴费波动的能力；以及(V)关于投资回报、回报的波动性和资产之间的相关性的未来经济和资本市场前景。
计划资产的总体预期收益率以资产分配目标为基础，以长期预期为基础估计收益。
计划资产的资产配置目标和主要类别如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 目标 | 十二月三十一日， | | 目标 | 十二月三十一日， |
| 资产类别 | 分配 | 2021 | 2020 | | 分配 | 2021 | 2020 |
| 股权证券 | 43.8 | % | 46.7 | % | 47.2 | % | | 45.0 | % | 52.5 | % | 55.6 | % |
| 固定收益证券 | 28.9 | % | 29.8 | % | 29.6 | % | | 20.1 | % | 18.4 | % | 17.2 | % |
替代方案1 | 27.3 | % | 23.5 | % | 23.2 | % | | 34.9 | % | 29.1 | % | 27.2 | % |
1其他选择包括投资于私人债务、私人股本、基础设施和房地产基金。基金价值以直接投资于上述标的投资的基金的资产净值为基础。这些投资的价值是使用代表该计划在基金中的所有权权益的资本账户估算的。
养老金计划
下表汇总了我们的养老金计划在每个公允价值层次结构层记录的计划资产的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加拿大 | | 我们 |
| 1级1 | 2级2 | 3级3 | 总计 | | 1级1 | 2级2 | 3级3 | 总计 |
| (百万加元) | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | 180 | | — | | — | | 180 | | | 10 | | — | | — | | 10 | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 加拿大 | 198 | | 228 | | — | | 426 | | | — | | — | | — | | — | |
| 我们 | 1 | | — | | — | | 1 | | | — | | — | | — | | — | |
| 全球 | — | | 1,693 | | — | | 1,693 | | | — | | 609 | | — | | 609 | |
| 固定收益证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | 258 | | 459 | | — | | 717 | | | — | | 86 | | — | | 86 | |
| 公司 | — | | 453 | | — | | 453 | | | — | | 118 | | — | | 118 | |
替代方案4 | — | | — | | 1,064 | | 1,064 | | | — | | — | | 337 | | 337 | |
| 远期货币合约 | — | | 2 | | — | | 2 | | | — | | — | | — | | — | |
按公允价值计算的养老金计划总资产 | 637 | | 2,835 | | 1,064 | | 4,536 | | | 10 | | 813 | | 337 | | 1,160 | |
| 2020年12月31日 | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | 213 | | — | | — | | 213 | | | 5 | | — | | — | | 5 | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 加拿大 | 178 | | 188 | | — | | 366 | | | — | | — | | — | | — | |
| 我们 | 2 | | — | | — | | 2 | | | — | | — | | — | | — | |
| 全球 | — | | 1,556 | | — | | 1,556 | | | — | | 590 | | — | | 590 | |
| 固定收益证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | 207 | | 378 | | — | | 585 | | | — | | 75 | | — | | 75 | |
| 公司 | — | | 410 | | — | | 410 | | | — | | 103 | | — | | 103 | |
替代方案4 | — | | — | | 912 | | 912 | | | — | | — | | 289 | | 289 | |
| 远期货币合约 | — | | 33 | | — | | 33 | | | — | | — | | — | | — | |
按公允价值计算的养老金计划总资产 | 600 | | 2,565 | | 912 | | 4,077 | | | 5 | | 768 | | 289 | | 1,062 | |
1一级资产包括相同资产在活跃市场上的报价资产。
2二级资产包括有大量可观察到的投入的资产。
33级资产包括具有重大不可观察投入的资产。
4其他选择包括投资于私人债务、私人股本、基础设施和房地产基金。
在公允价值等级中归类为第三级的养恤金计划资产的公允净值变动情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大 | | 我们 |
| 十二月三十一日， | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 年初余额 | 912 | | 852 | | | 289 | | 276 | |
| 未实现和已实现损益 | 77 | | (27) | | | 38 | | 7 | |
| 购货和结算，净额 | 75 | | 87 | | | 10 | | 6 | |
| 年终余额 | 1,064 | | 912 | | | 337 | | 289 | |
OPEB计划
下表汇总了我们的美国资金OPEB计划在每个公允价值层次结构层记录的计划资产的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | |
| | | | | | 1级1 | 2级2 | 3级3 | 总计 |
| (百万加元) | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | | | | | | 4 | | — | | — | | 4 | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 我们 | | | | | | — | | 39 | | — | | 39 | |
| 全球 | | | | | | — | | 75 | | — | | 75 | |
| 固定收益证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | | | | | 47 | | 6 | | — | | 53 | |
| 公司 | | | | | | — | | 8 | | — | | 8 | |
替代方案4 | | | | | | — | | — | | 22 | | 22 | |
| 按公允价值计算的OPEB计划资产总额 | | | | | | 51 | | 128 | | 22 | | 201 | |
| 2020年12月31日 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 我们 | | | | | | — | | 35 | | — | | 35 | |
| 全球 | | | | | | — | | 79 | | — | | 79 | |
| 固定收益证券 | | | | | | | | | |
| 政府 | | | | | | 38 | | 6 | | — | | 44 | |
| 公司 | | | | | | — | | 8 | | — | | 8 | |
替代方案4 | | | | | | — | | — | | 22 | | 22 | |
| 按公允价值计算的OPEB计划资产总额 | | | | | | 38 | | 128 | | 22 | | 188 | |
1一级资产包括相同资产在活跃市场上的报价资产。
2二级资产包括有大量可观察到的投入的资产。
33级资产包括具有重大不可观察投入的资产。
4另类投资包括对私人债务、私人股本、基础设施和房地产的投资。
在公允价值层次中被归类为第三级的美国出资的OPEB计划资产的公允价值净值变动如下：
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 十二月三十一日， | | | | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | | | | |
| 年初余额 | | | | 22 | | 18 | |
| 未实现收益和已实现收益 | | | | 2 | | 1 | |
| 购货和结算，净额 | | | | (2) | | 3 | |
| 年终余额 | | | | 22 | | 22 | |
预期福利付款
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027-2031 |
| (百万加元) | | | | | | |
| 养老金 | | | | | | |
加拿大 | 197 | | 203 | | 208 | | 212 | | 217 | | 1,163 | |
| 我们 | 80 | | 78 | | 78 | | 76 | | 77 | | 374 | |
| OPEB | | | | | | |
加拿大 | 12 | | 12 | | 12 | | 13 | | 13 | | 67 | |
| 我们 | 17 | | 15 | | 14 | | 13 | | 12 | | 51 | |
预期雇主供款
到2022年，我们预计将贡献约美元110百万美元和美元4分别向加拿大和美国的养老金计划提供100万美元，以及12百万美元和美元6100万美元，分别用于加拿大和美国的OPEB计划。
退休储蓄计划
除了上面讨论的养老金和OPEB计划外，我们还为美国员工提供了固定缴款员工储蓄计划。员工可以参与匹配缴费，其中我们匹配员工税前缴费的特定百分比，最高可达6.0每个薪资期合格薪资的百分比。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，税前雇主匹配缴费成本为$27每年分别为100万人。
27. 租契
承租人
我们产生的运营租赁费用主要与房地产、管道、存储和设备有关。我们的经营租约的剩余租赁条款为5几个月后25截至2021年12月31日。
截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，我们产生的营运租赁开支为95百万美元和美元107分别为100万美元。经营租赁费用在综合收益表中的经营和行政费用项下列报。
截至2021年12月31日和2020年12月31日止年度，为清偿租赁负债而支付的经营租赁款项为118百万美元和美元133分别为100万美元。经营租赁付款在合并现金流量表中的经营活动项下列报。
财务状况信息补充报表
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 十二月三十一日，
2020 |
| (百万加元，不包括租期和贴现率) | | |
经营租约1 | | |
经营性租赁使用权资产净额2 | 645 | 708 |
| | |
经营租赁负债--流动负债3 | 92 | 80 |
经营租赁负债--长期3 | 612 | 681 |
| 经营租赁负债总额 | 704 | 761 |
| | |
| 融资租赁 | | |
融资租赁使用权资产净额4 | 49 | 57 |
| | |
融资租赁负债--流动5 | 13 | 11 |
融资租赁负债--长期3 | 33 | 42 |
| 融资租赁负债总额 | 46 | 53 |
| | |
| 加权平均剩余租期 | | |
| 经营租约 | 12年份 | 13年份 |
| 融资租赁 | 7年份 | 7年份 |
| | |
| 加权平均贴现率 | | |
| 经营租约 | 4.1 | % | 4.1 | % |
| 融资租赁 | 3.8 | % | 3.8 | % |
1截至2021年12月31日，关联公司使用权资产、流动租赁负债和长期租赁负债为#美元。512000万美元(2020年12月31日--美元)65(百万)，$52000万美元(2020年12月31日--美元)5(百万美元)和$472000万美元(2020年12月31日--美元)52分别为2.5亿美元)。
2经营租赁使用权资产在综合财务状况表中的递延金额和其他资产项下列报。
3本期经营租赁负债及长期经营及融资租赁负债分别于综合财务状况表应付账款及其他及其他长期负债项下列报。
4融资租赁使用权资产在合并财务状况表中按财产、厂房和设备净额列报。
5流动融资租赁负债在综合财务状况表中长期债务的流动部分下列报。
截至2021年12月31日，我们的经营和融资租赁负债预计将到期如下：
| | | | | | | | |
| 经营租约 | 融资租赁 |
| (百万加元) | | |
| 2022 | 117 | | 15 | |
| 2023 | 98 | | 13 | |
| 2024 | 91 | | 9 | |
| 2025 | 84 | | 2 | |
| 2026 | 72 | | 1 | |
| 此后 | 455 | | 11 | |
| 未贴现的租赁付款总额 | 917 | | 51 | |
| 扣除计入的利息 | (213) | | (5) | |
| 总计 | 704 | | 46 | |
出租人
我们从主要与天然气和原油储存和加工设施、轨道车辆和风力发电资产有关的运营租赁中获得收入。我们的经营租约的剩余租赁条款为1月至30截至2021年12月31日。
| | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 |
| (百万加元) | | |
| 经营租赁收入 | 263 | | 265 | |
| 可变租赁收入 | 333 | | 361 | |
租赁总收入1 | 596 | | 626 | |
1租赁收入在综合收益表中记入运输和其他服务项下。
截至2021年12月31日，下表列出了我们作为出租人的经营租赁合同下未来将收到的租赁付款：
| | | | | |
| 经营租约 |
| (百万加元) | |
| 2022 | 235 | |
| 2023 | 215 | |
| 2024 | 205 | |
| 2025 | 196 | |
| 2026 | 191 | |
| 此后 | 1,938 | |
| 未来的租赁费 | 2,980 | |
28. 经营性资产和负债变动
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 应收账款及其他 | (1,228) | | 1,546 | | (547) | |
| 联属公司应收账款 | (38) | | 8 | | 6 | |
| 库存 | (118) | | (254) | | (24) | |
| 递延金额和其他资产 | (195) | | (586) | | 133 | |
| 应付帐款及其他 | (63) | | (770) | | 63 | |
| 应付联属公司的帐款 | 52 | | 1 | | (24) | |
| 应付利息 | 43 | | 31 | | (41) | |
| 其他长期负债 | (69) | | 117 | | 175 | |
| | (1,616) | | 93 | | (259) | |
29. 关联方交易
关联方交易是在正常业务过程中进行的，除非另有说明，否则按交换金额计量，交换金额是关联方确定和商定的对价金额。
我们为几个有重大影响的被投资人提供运输服务，我们将其记录为运输和其他服务ES收入。我们还与我们几个有重大影响的投资人买卖天然气和原油。牛膝E收入和成本记为商品销售和商品成本。我们签订了固定的运输服务合同，以满足我们每年的天然气供应要求，我们将其记录为天然气分销成本。
我们与受重大影响的投资对象的交易如下：
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, | 2021 | 2020 | 2019 |
| (百万加元) | | | |
| 交通运输和其他服务 | 149 | | 133 | | 140 | |
| 商品销售 | 20 | | 21 | | 107 | |
运营和行政管理1 | 292 | | 252 | | 241 | |
商品成本2 | 790 | | 518 | | 773 | |
| 配气成本 | 131 | | 135 | | 133 | |
1在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的几年中，我们从Seaway原油管道系统获得的运营和管理成本为#美元。3891000万，$3421000万美元和300万美元327分别为2.5亿美元和2.5亿美元。这些成本是一份运营合同的结果，根据该合同，我们利用Seaway原油管道系统资产的产能用于我们的液体管道业务。成本由我们为我们的重大影响的被投资人发生的费用记录的回收所抵消。1041000万，$941000万美元和300万美元86截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度为1.2亿美元。
2在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的几年中，我们从AUX Sable Canada LP获得了大宗商品成本。共$4471000万，$911000万美元和300万美元272分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
从关联公司应收的长期票据
截至2021年12月31日，来自关联公司的应收款项包括一系列贷款，总额为$9542000万(美元)1,108(截至2020年12月31日)，要求每季度或每半年支付一次利息，年利率从3%至8%。从这些票据确认的利息收入总额为#美元。391000万，$441000万美元和300万美元40分别为2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日。来自联属公司的应收款项计入综合财务状况表内的递延金额及其他资产。
30. 承付款和或有事项
承诺
截至2021年12月31日，我们有如下详细承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总计 | 较少 比 1年 | 2年 | 3年 | 4年 | 5年 | 此后 |
| (百万加元) | | | | | | | |
年度债务到期日1 | 73,809 | | 6,164 | | 7,910 | | 4,559 | | 4,357 | | 11,007 | | 39,812 | |
利息义务2 | 36,044 | | 2,531 | | 2,389 | | 2,229 | | 2,073 | | 1,925 | | 24,897 | |
购买服务、管道和其他材料，包括运输3 | 7,876 | | 2,945 | | 1,010 | | 736 | | 561 | | 607 | | 2,017 | |
| 维修协议 | 346 | | 41 | | 20 | | 20 | | 21 | | 21 | | 223 | |
| 通行权承诺 | 1,249 | | 35 | | 35 | | 35 | | 36 | | 37 | | 1,071 | |
| 总计 | 119,324 | | 11,716 | | 11,364 | | 7,579 | | 7,048 | | 13,597 | | 68,020 | |
1包括根据贷款到期日提取的债券、定期票据、商业票据和信贷安排，不包括短期借款、债务贴现、债务发行成本、融资租赁债务和公允价值调整。根据某些债务安排，我们有能力在预定到期日之前赎回和偿还债务。因此，未来现金偿还的实际时间可能与上文所述的时间有很大不同。
2包括以固定利率、浮动利率和浮动利率计息的债券和定期票据。
3包括资本和经营承诺。主要包括天然气运输和储存合同、公司产能付款和天然气购买承诺、运输、服务和产品购买义务以及电力承诺。
环境保护
我们受到加拿大和美国联邦、州和地方有关环境保护的各种法律的约束。这些法律法规可以随时变化，给我们施加了新的义务。
环境风险是液态碳氢化合物和天然气管道运营固有的，Enbridge及其附属公司有时会在我们运营的不同地点接受环境补救。我们通过适当的环境政策、计划和实践来管理这一环境风险，以最大限度地减少我们的运营可能对环境造成的任何影响。在我们无法向保险或其他潜在责任方追回环境责任付款的情况下，我们将负责支付与我们的经营活动相关的环境事故引起的责任。
黑貂
2016年10月14日，NGL供应协议的交易对手对AUX Sable提出了修改后的索赔。2017年1月5日，AUX Sable就这一索赔提交了辩护声明。
2019年11月27日，对手方提交了经修订的索赔，提供了其对AUX Sable的索赔的进一步细节，增加了其索赔，并增加了被告AUX Sable Liquid Products Inc.和AUX Sable Extion LLC(以前存在的被告的普通合伙人)。AUX Sable于2020年1月31日提交了一份经修订的辩护声明，以回应经修订的索赔。
虽然这一行动的最终结果不能肯定地预测，但目前管理层相信，这一行动的最终解决方案不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。
税务事宜
我们和我们的子公司维持与不确定的税收状况相关的纳税义务。虽然我们认为这些税务立场完全可以支持，但如果受到税务机关的质疑，经审查后可能不会完全持续。
其他诉讼
我们和我们的子公司参与了在正常业务过程中出现的各种其他法律和监管行动和程序，包括干预监管程序和对监管批准和许可的挑战。虽然这类诉讼和诉讼的最终结果不能肯定地预测，但管理层相信，此类诉讼和诉讼的解决不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。
31. 担保
在正常的业务过程中，我们可能会签订协议，对第三方和关联公司进行赔偿。我们也可能是与子公司、共同所有实体、未合并实体(如权益法被投资人)或拥有其他所有权安排的实体签订协议的一方，这些实体要求我们提供财务和业绩担保。财务担保包括备用信用证、债务担保、担保债券和赔偿。这些担保在不同程度上涉及业绩和信用风险等因素，而这些因素并未包括在我们的综合财务状况报表中。履约担保要求，如果被担保实体不履行其合同义务，如债务协议、买卖协议、建筑合同和租赁，我们必须向第三方付款。
我们订立这些安排通常是为了促进与第三方的商业交易。例如，在违反陈述、担保或契诺、财产损失或损害、环境责任以及诉讼和或有负债等事项上，根据资产或业务的出售协议对交易对手进行赔偿。我们可能会就购买或转让某些资产和权益之前的运营所引起的与环境问题有关的某些责任向第三方进行赔偿。同样，我们可能会向资产购买者赔偿在我们拥有资产期间发生的某些税务责任、与导致买方损失的税项有关的虚假陈述或与该等资产相关的其他某些税务责任。
必须根据这些担保和赔偿履行义务的可能性在很大程度上取决于各子公司、被投资方和其他第三方的未来运营，或未来某些事件的发生。我们无法合理估计根据上述协议可能支付给第三方和关联公司的总最高潜在金额；然而，从历史上看，我们没有根据担保或赔偿条款支付任何重大款项。虽然这些协议可以规定担保或赔偿义务的最大潜在风险或规定的期限，但在某些情况下，金额和期限是不受限制的。截至2021年12月31日，担保和赔偿尚未对我们的财务状况、财务状况、收益、流动性、资本支出或资本资源的变化产生实质性影响，也不太可能对其产生实质性影响。
32. 季度财务数据(未经审计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 总计 |
| (未经审计；数百万加元，不包括每股金额) | | | | | |
| 2021 | | | | | |
| 营业收入 | 12,187 | | 10,948 | | 11,466 | | 12,470 | | 47,071 | |
| 营业收入 | 2,548 | | 1,816 | | 1,388 | | 2,053 | | 7,805 | |
| 收益 | 2,014 | | 1,521 | | 814 | | 1,965 | | 6,314 | |
| 可归属于控股权益的收益 | 1,992 | | 1,484 | | 780 | | 1,933 | | 6,189 | |
| 普通股股东应占收益 | 1,900 | | 1,394 | | 682 | | 1,840 | | 5,816 | |
| 普通股每股收益 | | | | | |
| 基本信息 | 0.94 | | 0.69 | | 0.34 | | 0.91 | | 2.87 | |
| 稀释 | 0.94 | | 0.69 | | 0.34 | | 0.91 | | 2.87 | |
| 2020 | | | | | |
| 营业收入 | 12,013 | | 7,956 | | 9,110 | | 10,008 | | 39,087 | |
| 营业收入 | 1,513 | | 2,098 | | 2,095 | | 2,251 | | 7,957 | |
| 收益/(亏损) | (1,364) | | 1,777 | | 1,104 | | 1,899 | | 3,416 | |
| 可归因于控股权益的收益/(亏损) | (1,333) | | 1,741 | | 1,084 | | 1,871 | | 3,363 | |
| 普通股股东应占收益/亏损 | (1,429) | | 1,647 | | 990 | | 1,775 | | 2,983 | |
| 每股普通股收益/亏损 | | | | | |
| 基本信息 | (0.71) | | 0.82 | | 0.49 | | 0.88 | | 1.48 | |
| 稀释 | (0.71) | | 0.82 | | 0.49 | | 0.88 | | 1.48 | |
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序
披露控制和程序旨在提供合理保证，确保提交给证券监管机构的报告中要求披露的信息在加拿大和美国证券法规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。截至2021年12月31日，在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，对我们的披露控制和程序(如规则13a-15(E)和《交易法》下的第15d-15(E)条所定义)的设计和操作的有效性进行了评估。基于这项评估，首席执行官和首席财务官得出结论，这些披露控制和程序的设计和运作有效地确保了我们在提交给美国证券交易委员会和加拿大证券管理人的报告中要求披露的信息在要求的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。
财务报告的内部控制
管理层财务报告内部控制年度报告
我们的管理层负责建立和维护对财务报告的适当内部控制，这一术语在美国证券交易委员会和加拿大证券管理人的规则中有定义。我们对财务报告的内部控制是在高管和财务官员的监督和参与下设计的程序，旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据美国公认会计原则为外部报告目的编制我们的财务报表。
我们对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：
•与保存合理详细、准确和公平地反映我们资产的交易和处置的记录有关；
•提供必要的交易记录，以便根据美国公认会计原则编制财务报表；以及
•就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权获取、使用或处置我们的资产提供合理保证。
由于固有的局限性，我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现所有错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能由于条件的变化或遵守我们的政策和程序的程度的恶化而变得不适当。
我们的管理层评估了截至2021年12月31日财务报告内部控制的有效性，基于内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。基于这一评估，我们的管理层得出结论，截至2021年12月31日，我们对财务报告保持了有效的内部控制。
我们截至2021年12月31日的财务报告内部控制有效性已由我们的股东任命的独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所进行审计。正如他们在他们的独立注册会计师事务所报告它出现在第八项。 财务报表和补充数据，他们对截至2021年12月31日我们财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
财务报告内部控制的变化
在截至2021年12月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制没有实质性变化。
项目9B。其他信息
正常路线发行人投标
2021年12月31日，我们宣布，多伦多证券交易所已批准我们的NCIB购买、注销至多31,062,331股Enbridge的已发行普通股，总金额高达15亿美元，但须遵守对单日可购买普通股数量的某些限制。
根据NCIB的购买可以通过多伦多证券交易所、纽约证券交易所和其他指定交易所和另类交易系统的设施进行，从2022年1月5日开始，一直持续到2023年1月4日投标到期，或Enbridge收购NCIB允许的最大普通股数量或以其他方式决定不根据NCIB进行任何进一步回购的较早日期。Enbridge可回购注销的最大普通股数量约占截至2021年12月22日已发行和已发行普通股的1.53%。
我们有意进行正常过程发行人投标的通知副本可免费获得，方法是通过电子邮件、电话或电子邮件联系投资者关系部：:
电子邮件： 邮箱：Investor.Relationship@enBridge ge.com
北美国内电话：1-800-481-2804
北美以外电话：1-403-231-3960
邮寄：安桥。投资者关系部，加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南第一街200,425-1号T2P 3L8
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
注册人的董事
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
注册人的行政人员
关于执行干事的资料载于第一部分。项目1.业务--行政人员
首席执行官和高级财务官的道德守则
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
项目11.高管薪酬
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
项目14.主要会计费和服务
本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2021年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理委托书信息中披露。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
(A)本年度报告第二部分所列综合财务报表、补充财务数据和补充附表如下：
安桥：
*独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID271)
**合并损益表
--全面收益表合并报表
**合并权益变动表
现金流量表：合并现金流量表
**合并财务状况报表：
--合并财务报表附注
所有明细表都被省略，因为它们不是必需的，或者因为所需的信息已包括在合并财务报表或附注中。
(B)以下展品：
请参阅项目16之后的“物证索引”。表格10-K摘要，在此并入本项目。
项目16.表格10-K摘要
不适用。
展品索引
下面列出的每个展品都是本年度报告的一部分。本文件中包含的展品以星号(“*”)指定；所有未如此指定的展品均参考先前的文件进行合并。标有“+”号的展品构成管理合同或补偿计划安排。
| | | | | | | | |
| 证物编号： | | 展品名称 |
| | |
| 3.1 | | | 公司的延续章程，日期为1987年12月15日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的S表格注册声明的附件2.1(A)) |
| 3.2 | | | 公司章程修订证书，日期为1989年8月2日(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明的附件2.1(B)) |
| 3.3 | | | 公司1992年4月30日的修订章程(参考2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(C)) |
| 3.4 | | | 公司1992年7月2日的修订章程(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(D)) |
| 3.5 | | | 公司1992年8月6日的修订章程(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(E)) |
| 3.6 | | | 公司1992年12月18日的安排章程，附上1992年12月15日的安排协议(通过引用附件2.1(F)并入Enbridge于2001年5月7日提交的S-8表格的注册声明中) |
| 3.7 | | | 公司修订证书(公证证明副本)，日期为1992年12月18日(参考2001年5月7日提交的S-8表格的Enbridge注册声明的附件2.1(G)) |
| 3.8 | | | 公司修订章程，日期为1994年5月5日(参考2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(H)) |
| 3.9 | | | 修订证明书，日期为1998年10月7日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明附件2.1(I)) |
| 3.10 | | | 修订证明书，日期为1998年11月24日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明的附件2.1(J)) |
| 3.11 | | | 修订证明书，日期为1999年4月29日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明附件2.1(K)) |
3.12 | | 修订证明书，日期为2005年5月5日(参照2005年8月5日提交的表格S-8的恩布里奇注册声明附件2.1(L)) |
3.13 | | 2011年5月11日的修订证书(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.13而并入) |
3.14 | | 2011年9月28日的修订证书(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.14并入) |
3.15 | | 修订证书，日期为2011年11月21日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.15) |
3.16 | | 修订证书，日期为2012年1月16日(通过引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.16并入) |
3.17 | | 修订证书，日期为2012年3月27日(引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.17) |
| | | | | | | | |
3.18 | | 修订证书，日期为2012年4月16日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.18) |
3.19 | | 修订证书，日期为2012年5月17日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.19) |
3.20 | | 修订证书，日期为2012年7月12日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.20) |
3.21 | | 修订证书，日期为2012年9月11日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.21) |
3.22 | | 修订证书，日期为2012年12月3日(通过引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.22并入) |
3.23 | | 修订证书，日期为2013年3月25日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.23) |
3.24 | | 修订证书，日期为2013年6月4日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.24) |
3.25 | | 修订证书，日期为2013年9月25日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.25) |
3.26 | | 修订证书，日期为2013年12月10日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.26) |
3.27 | | 修订证书，日期为2014年3月10日(引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.27) |
3.28 | | 修订证书，日期为2014年5月20日(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.28并入) |
3.29 | | 修订证书，日期为2014年7月15日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.29并入) |
3.30 | | 修订证书，日期为2014年9月19日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.30) |
3.31 | | 修订证书，日期为2016年11月22日(引用Enbridge于2016年12月1日提交的Form 6-K中的外国发行人报告) |
3.32 | | 修订证书，日期为2016年12月15日(引用Enbridge于2016年12月16日提交的Form 6-K中的外国发行人报告) |
3.33 | | 修订证书，日期为2017年7月13日(通过参考Enbridge于2017年7月13日提交的Form 6-K中的外国发行人报告而并入) |
3.34 | | 修订证书，日期为2017年9月25日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件3.34并入) |
3.35 | | 修订证书，日期为2017年12月7日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件3.35并入) |
3.36 | | 修订证书，日期为2018年2月27日(通过引用Enbridge于2018年3月1日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入) |
3.37 | | 修订证书，日期为2018年4月9日(通过引用Enbridge于2018年4月12日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入) |
3.38 | | 修订证书，日期为2018年4月10日(通过引用Enbridge于2018年4月12日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入) |
3.39 | | 证书和修订条款，日期为2020年7月6日(通过引用Enbridge于2020年7月8日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入) |
3.40 | * | 安桥一般附例第1号。 |
3.41 | | 安桥附例第2号。(参考Enbridge于2014年12月5日提交的有关Form 6-K的最新报告而并入) |
| | | | | | | | |
4.1 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的契约表格，日期为2005年2月25日(通过引用2005年2月4日提交的Enbridge的F-10表格注册声明的附件7.1并入) |
4.2 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第一份补充契约，日期为2012年3月1日(通过参考Enbridge于2012年5月11日提交的F-10表格注册声明的附件7.3并入) |
4.3 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第二份补充契约，日期为2016年12月19日(通过参考Enbridge于2016年12月20日提交的Form 6-K中的外国发行人报告而合并) |
4.4 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第三份补充契约，日期为2017年7月14日(通过参考Enbridge于2017年7月14日提交的Form 6-K外国发行者报告而合并) |
4.5 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第四份补充契约，日期为2018年3月1日(通过参考Enbridge目前提交的2018年3月1日提交的Form 8-K报告合并) |
4.6 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第五份补充契约，日期为2018年4月12日(通过引用Enbridge目前提交的2018年4月12日提交的Form 8-K报告合并) |
4.7 | | 安桥、Spectra Energy Partners，LP(作为担保人)、Enbridge Energy Partners，L.P.(作为担保人)和德意志银行信托公司美洲公司之间的第六份补充契约，日期为2019年5月13日(通过参考Enbridge于2019年5月17日提交的S-3表格注册声明而合并)
|
4.8 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第七份Indenture补充契约，日期为2020年7月8日(通过参考Enbridge于2020年7月8日提交的Form 8-K当前报告的附件4.1并入) |
4.9 | | Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第八份Indenture补充契约，日期为2021年6月28日(通过参考Enbridge于2021年6月28日提交的Form 8-K当前报告的附件4.4并入) |
4.10 | | Enbridge Inc.和加拿大ComputerShare Trust Company之间的股东权利计划协议，日期为1995年11月9日，并于2020年5月5日修订和重新签署(通过参考Enbridge于2020年5月6日提交的8-K表格当前报告的附件4.1并入)。 |
4.11 | | 根据修订后的《证券交易法》第12条登记的证券说明(通过引用Enbridge于2020年2月14日提交的Form 10-K的附件4.9并入) |
| | 根据S-K条例第601(B)(4)(3)项，省略了界定注册人及其附属公司长期债务证券持有人权利的某些文书。注册人特此承诺，如提出请求，将向美国证券交易委员会提供任何此类文书的副本。 |
10.1 | | Enbridge管道公司2011年7月1日的竞争性通行费结算(参考Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.1) |
10.2 | | Enbridge Energy Partners，L.P.和美国银行全国协会作为受托人，于2019年1月22日签署的第16份补充契约(通过引用合并为Enbridge于2019年1月24日提交的8-K表格当前报告的附件4.1) |
10.3 | | 截至2019年1月22日，Enbridge Energy Partners，L.P.，Enbridge Inc.和作为受托人的美国银行全国协会之间的第17份补充契约(通过引用合并为Enbridge当前提交的8-K表格报告的附件4.2,2019年1月24日) |
10.4 | | 截至2019年1月22日，Spectra Energy Partners，LP，Enbridge Inc.和Wells Fargo Bank，National Association之间的第七份补充契约，作为受托人(通过引用合并为Enbridge于2019年1月24日提交的当前8-K表格报告的附件4.3) |
| | | | | | | | |
10.5 | | 截至2019年1月22日，Spectra Energy Partners，LP，Enbridge Inc.和Wells Fargo Bank，National Association之间的第八份补充契约，作为受托人(通过引用合并为Enbridge于2019年1月24日提交的8-K表格当前报告的附件4.4) |
10.6 | | 截至2019年1月22日Spectra Energy Partners，LP和Enbridge Energy Partners，L.P.之间的附属担保协议(通过引用并入Enbridge当前提交的8-K表格报告的附件4.5,2019年1月24日) |
10.7 | + | 行政人员聘用协议表格(2014年前)(参考Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.2) |
10.8 | + | 行政人员聘用协议表格(2014-2016)(引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.3) |
10.9 | + | 行政人员聘用协议表格(2017)(引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.4) |
10.10 | + | Enbridge Employee Services，Inc.与William T.Yardley之间的高管雇佣协议，日期为2018年7月25日(通过参考Enbridge于2018年7月27日提交的Form 8-K的附件10.1并入) |
10.11 | + | 董事赔偿协议表(2015)(参照Enbridge于2019年2月15日提交的Form 10-K年度报告附件10.11并入) |
10.12 | + | 安桥.2019年长期激励计划(引用Enbridge于2019年3月27日提交的Enbridge年度股东大会附表14A(文件编号001-15254)的委托书附录A)
|
10.13 | | 安桥表格。2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议(2021年)(通过引用附件10.1并入Enbridge于2021年5月7日提交的10-Q表格) |
10.14 | | 安桥表格。2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议(2021年)(通过引用附件10.2并入Enbridge于2021年5月7日提交的10-Q表格) |
10.15 | | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议(2021年股份结算)(通过引用附件10.3并入Enbridge于2021年5月7日提交的10-Q表格) |
10.16 | | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议(2021年现金结算)(通过引用附件10.4并入Enbridge于2021年5月7日提交的10-Q表格) |
10.17 | | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位-能源营销人员授予通知和限制性股票单位奖励协议(2021年)(通过引用附件10.5并入Enbridge于2021年5月7日提交的10-Q表格) |
10.18 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议(2020年)(通过引用附件10.1并入Enbridge于2020年5月7日提交的10-Q表格) |
10.19 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议(2020年)(通过引用附件10.2并入Enbridge于2020年5月7日提交的10-Q表格) |
10.20 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议(2020年股份结算)(通过引用附件10.3并入Enbridge于2020年5月7日提交的10-Q表格) |
10.21 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议(2020年现金结算)(通过引用附件10.4并入Enbridge于2020年5月7日提交的10-Q表格) |
10.22 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议(通过引用附件10.4并入Enbridge于2019年5月10日提交的10-Q表格)
|
10.23 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议(通过引用附件10.5并入Enbridge于2019年5月10日提交的10-Q表格)
|
| | | | | | | | |
10.24 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议(通过引用附件10.6并入Enbridge于2019年5月10日提交的10-Q表格)
|
10.25 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位-能源营销人员授予通知和限制性股票单位奖励协议(通过引用附件10.7并入Enbridge于2019年5月10日提交的10-Q表格) |
10.26 | + | 安桥表格。2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议-保留奖励版本(通过引用附件10.8并入Enbridge于2019年8月2日提交的10-Q表格) |
10.27 | + | 安桥。激励性股票期权计划(2007年)，经修订和重述(2011年)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年报附件10.13并入) |
10.28 | + | 安桥。激励性股票期权计划(2007年)，经修订和重述(2011年和2014年)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年报附件10.14并入) |
10.29 | + | 安桥。经修订的激励性股票期权计划(2007年)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年报附件10.15并入) |
10.30 | | 安桥。2021年2月9日的董事薪酬计划，2021年4月1日生效(参考Enbridge于2021年5月7日提交的Form 10-Q中的附件10.6并入) |
10.31 | + | 安桥。2020年2月11日的董事薪酬计划，自2020年1月1日起生效(参考Enbridge于2020年7月29日提交的Form 10-Q的附件10.1并入)， |
10.32 | + | 安桥。2018年2月14日修订的董事薪酬计划于2019年2月12日生效(通过引用附件10.2并入Enbridge于2019年5月10日提交的Form 10-Q) |
10.33 | + | 安桥。2018年2月14日的董事薪酬计划，2018年1月1日生效(作为附件10.3并入Enbridge于2018年5月10日提交的Form 10-Q) |
10.34 | | 安桥。董事薪酬计划，2015年11月3日，自2016年1月1日起生效(通过引用并入Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K的附件10.16) |
10.35 | + | 安桥。短期激励计划(修订后于2019年1月1日起生效)(引用Enbridge于2019年5月10日提交的Form 10-Q中的附件10.1) |
10.36 | + | Enbridge补充养老金计划，自2018年1月1日起修订和重新发布(通过引用并入Enbridge于2018年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) |
10.37 | + | Enbridge美国雇员补充养老金计划(自2005年1月1日起修订和重订)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.20并入) |
10.38 | + | Enbridge美国雇员补充养老金计划修正案1和修正案2(自2005年1月1日起修订和重新启动)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.21而并入) |
10.39 | + | Enbridge美国雇员补充养老金计划第三修正案(经修订并于2005年1月1日生效)(通过引用并入Enbridge于2018年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.2) |
10.40 | + | SPECTRUM能源公司董事节支计划，经修订和重述(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.22并入) |
| | | | | | | | |
10.41 | + | SPECTRUM能源公司高管节约计划，经修订和重述(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.23并入) |
10.42 | + | 经修订和重述的SPECTRUM能源高管现金余额计划(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.24并入) |
10.43 | + | 对Spectra Energy Corp高管节约计划、Spectra Energy Corp高管现金余额计划和Spectra Energy Corp 2007年长期激励计划的综合修正案，日期为2014年6月20日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.25纳入) |
10.44 | + | 根据Spectra Energy Corp 2007长期激励计划(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.28并入)的Spectra Energy Corp股票期权协议(非限定股票期权)(2016) |
10.45 | + | SPECTRUM Energy Corp 2007年长期激励计划(经修订和重述)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.32并入) |
10.46 | + | Spectra Energy Corp高管节约计划第二修正案(自2012年5月1日起修订和重启)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.36纳入) |
10.47 | + | Spectra Energy Corp高管现金余额计划第二修正案(自2012年5月1日起修订和重启)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.37纳入) |
21.1 | * | 注册人的子公司 |
22.1 | * | 附属担保人 |
23.1 | * | 普华永道有限责任公司同意 |
24.1 | | 授权书(载于年报签署页) |
31.1 | * | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条进行的认证。 |
31.2 | * | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条进行的认证。 |
32.1 | * | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18章第1350条的认证。 |
32.2 | * | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18章第1350条的认证。 |
| 101 | | * | 为合并财务报表和附注设置的内联XBRL文件。本年度报告表格10-K第II部分第8项“财务报表和补充数据” |
| 104 | | * | 封面交互日期文件-封面XBRL标签嵌入内联XBRL文档(包含在附件101中)。 |
签名
授权委托书
以下签名的每个人任命Robert R.Rooney、Vern D.Yu和Karen K.L.Uehara，以及他们中的任何一个，作为他们真正和合法的事实代理人和代理人，并有充分的替代权力，以他或她的名义、地点和替代，以任何和所有身份，以Form 10-K签署本Enbridge年度报告的任何和所有修正案，并将其连同所有证物和与此相关的所有其他文件提交给证券交易委员会。授予上述实名律师和代理人以及他们每一人充分的权力和权力，以完全按照他或她本人可能或将亲自做的所有意图和目的，作出和执行每一项必要和必要的行为和事情，并在此批准和确认所有上述事实代理人和代理人或他们中的任何一人，可以合法地作出或导致根据本条例作出的事情。
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | | 安桥。 |
| | | (注册人) |
| | | | |
| 日期： | 2022年2月11日 | 发信人： | /S/阿尔摩纳哥 |
| | | | 阿尔·摩纳哥 |
| | | | 总裁与首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于2022年2月11日由以下人员代表注册人并以指定身份签署。
| | | | | | | | |
| /S/阿尔摩纳哥 | | /发稿S/于文达 |
阿尔·摩纳哥 董事首席执行官总裁 (首席行政主任) | | Vern D.Yu 常务副总裁兼首席财务官 (首席财务官) |
| | |
| /S/帕特里克·R·默里 | | /S/格雷戈里·L·伊贝尔 |
帕特里克·R·默里
高级副总裁先生兼首席会计官
(首席会计主任) | | 格雷戈里·L·伊贝尔 董事会主席 |
| | |
| /S/马扬克(Mike)M.Ashar | | /S/高迪·E·班尼斯特 |
马扬克(Mike)M.阿沙尔 董事 | | 高迪·E·班尼斯特 董事 |
| | |
| /S/帕梅拉·L·卡特 | | /S/苏珊·M·坎宁安 |
帕梅拉·L·卡特 董事 | | 苏珊·M·坎宁安 董事 |
| | |
| /S/J.赫伯英国 | | /S/特蕾莎·S·马登 |
J.赫伯，英格兰 董事 | | 特蕾莎·S·马登 董事 |
| | |
| /S/史蒂芬·S·波洛兹 | | /S/S.Jane Rowe |
斯蒂芬·S·波洛兹 董事 | | S·简·罗 董事 |
| | |
| 撰稿S/丹·C·塔彻 | | |
丹·C·塔彻 董事 | | |
