Try our mobile app

Published: 2023-05-05
<<<  go to ENB company page
ENBRIDGE GAS INC.
(a subsidiary of Enbridge Inc.)
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
 (unaudited)
March 31, 2023
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS
Three months ended 
March 31,
20232022
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating revenues
Gas commodity and distribution 2,264   2,083 
Storage, transportation and other 326   296 
Total operating revenues (Note 2) 2,590   2,379 
Operating expenses
Gas commodity and distribution costs 1,613   1,469 
Operating and administrative 290   283 
Depreciation and amortization 192   162 
Total operating expenses 2,095   1,914 
Operating income 495   465 
Other income 14   17 
Interest expense, net (112)  (99) 
Earnings before income taxes 397   383 
Income tax expense (36)  (47) 
Earnings 361   336 
The accompanying notes are an integral part of these interim consolidated financial statements.
1
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME
Three months ended 
March 31,
20232022
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Earnings
 361   336 
Other comprehensive income/(loss), net of tax (Note 5)
Change in unrealized gain/(loss) on cash flow hedges (23)  31 
Reclassification to earnings of loss on cash flow hedges 2   2 
Reclassification to earnings of other postretirement benefits (OPEB) amounts (1)  — 
Other comprehensive income/(loss), net of tax (22)  33 
Comprehensive income 339   369 
The accompanying notes are an integral part of these interim consolidated financial statements.
2
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY
Three months ended 
March 31,
 20232022
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)  
Common shares  
Balance at beginning of period 3,659   3,442 
Return of capital —   (250) 
Balance at end of period 3,659   3,192 
Additional paid-in capital  
Balance at beginning and end of period 7,253   7,253 
Retained earnings/(deficit)  
Balance at beginning of period 171   (324) 
Earnings 361   336 
Common share dividends declared —   (94) 
Balance at end of period 532   (82) 
Accumulated other comprehensive income/(loss) (Note 5)  
Balance at beginning of period 80   (23) 
Other comprehensive income/(loss), net of tax (22)  33 
Balance at end of period 58   10 
Total equity 11,502   10,373 
The accompanying notes are an integral part of these interim consolidated financial statements.
3
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS
Three months ended 
March 31,
20232022
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating activities
Earnings 361   336 
Adjustments to reconcile earnings to net cash provided by operating activities:
Depreciation and amortization 192   162 
Deferred income tax expense/(recovery) 11   (5) 
Net defined pension and OPEB costs (2)  (13) 
Expected credit loss 6   10 
Other 5   4 
Changes in operating assets and liabilities 568   30 
Net cash provided by operating activities 1,141   524 
Investing activities
Capital expenditures (259)  (262) 
Additions to intangible assets (6)  (8) 
Net cash used in investing activities (265)  (270) 
Financing activities
Net change in short-term borrowings (558)  89 
Demand loan from affiliate (318)  — 
Common share dividends —   (94) 
Return of capital  —   (250) 
Net cash used in financing activities (876)  (255) 
Net change in cash —   (1) 
Cash at beginning of period 10   9 
Cash at end of period 10   8 
The accompanying notes are an integral part of these interim consolidated financial statements.
4
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION
March 31,December 31, 
20232022
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars; number of shares in mil ions)AssetsCurrent assets
Cash 10   10 
Accounts receivable and other 2,380   2,346 
Accounts receivable from affiliates 146   191 
Gas inventory 635   1,424 
 3,171   3,971 
Property, plant and equipment, net 17,747   17,601 
Intangible assets, net 159   175 
Deferred amounts and other assets 2,806   2,996 
Goodwil 4,784   4,784 
Total assets 28,667   29,527 
Liabilities and equityCurrent liabilities
Short-term borrowings 1,437   1,996 
Accounts payable and other 1,474   1,864 
Accounts payable to affiliates 122   195 
Current portion of long-term debt 351   352 
Demand loan from affiliate —   318 
 3,384   4,725 
Long-term debt 9,621   9,625 
Other long-term liabilities 2,268   2,160 
Deferred income taxes 1,892   1,854 
 17,165   18,364 
Contingencies (Note 9)Equity
Share capital
Common shares (522 outstanding at March 31, 2023 and December 31, 2022)   3,659   3,659 
Additional paid-in capital 7,253   7,253 
Retained earnings 532   171 
Accumulated other comprehensive income (Note 5) 58   80 
 11,502   11,163 
Total liabilities and equity 28,667   29,527 
The accompanying notes are an integral part of these interim consolidated financial statements.
5
NOTES TO THE INTERIM CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
(unaudited)
1.  BASIS OF PRESENTATION
The accompanying unaudited interim consolidated financial statements of Enbridge Gas Inc. ("we", "our", "us" and "Enbridge Gas") have been prepared in accordance with general y accepted accounting principles in the United States of America (US GAAP) for interim consolidated financial information. They do not include al  of the information and notes required by US GAAP for annual consolidated financial statements and should therefore be read in conjunction with our audited consolidated financial statements and notes for the year ended December 31, 2022. In the opinion of management, the interim consolidated financial statements contain al  normal recurring adjustments necessary to present fairly our financial position, results of operations and cash flows for the interim periods reported. These interim consolidated financial statements fol ow the same significant accounting policies as those included in our audited consolidated financial statements for the year ended December 31, 2022. Amounts are stated in Canadian dol ars unless otherwise noted.
Our operations and earnings for interim periods can be affected by seasonal fluctuations, as wel  as other factors such as supply of and demand for natural gas and may not be indicative of annual results.
2.  REVENUES
REVENUE FROM CONTRACTS WITH CUSTOMERSMajor Services
Three months ended 
March 31,
20232022
(mil ions of Canadian dol ars) Gas commodity and distribution revenue - residential
 1,493   1,391 
Gas commodity and distribution revenue - commercial and industrial 779   692 
Storage revenue 68   49 
Transportation revenue 276   257 
Other revenue 19   17 
Total revenue from contracts with customers 2,635   2,406 
Other1 (45)  (27) 
Total revenues  2,590   2,379 
1 Primarily relates to the effects of rate-regulated accounting.
We disaggregate revenues into categories which represent our principal performance obligations. These revenue categories also represent the most significant revenue streams, and consequently are considered to be the most relevant revenue information for management to consider in evaluating performance.
Contract Balances
Contract
Receivables
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at March 31, 2023
 1,467 
Balance as at December 31, 2022 1,359 
6
Contract receivables represent an unconditional right to consideration where only the passage of time is required before payment of consideration is due, and consist of trade accounts receivable, unbil ed revenue and other accrued receivable balances. Contract receivables also consist of trade accounts receivable and unbil ed revenue balances for the col ection of certain federal carbon levy unit rates, for which we act as an agent.
Performance ObligationsWe recognized a reduction of revenue of $16 mil ion during the three months ended March 31, 2023 from performance obligations satisfied in previous periods, primarily resulting from differences in actual and estimated consumption. The associated reduction in gas commodity and distribution costs was also recognized in the current period.
Revenues to be Recognized from Unfulfilled Performance ObligationsTotal revenues from performance obligations expected to be fulfil ed in future periods is $568 mil ion, of which $278 mil ion and $93 mil ion are expected to be recognized during the remaining nine months ending December 31, 2023 and the year ending December 31, 2024, respectively.
The performance obligations above reflect revenues expected to be recognized in future periods from unfulfil ed performance obligations pursuant to contracts with customers for the purchase of natural gas distribution, storage and transportation services. Certain revenues are excluded from the amounts above under the fol owing Accounting Standards Codification 606 optional exemptions:
• revenues, such as flow-through costs charged to customers, which are recognized at the amount for 
which we have the right to invoice our customers; and
• revenue from contracts with customers that have an original expected duration of one year or less.
Variable consideration is also excluded from the amounts above due to the uncertainty of the associated consideration, which is general y resolved when actual volumes and prices are determined. For example, we consider interruptible transportation service revenues to be variable revenues since volumes cannot be reasonably estimated.
A significant portion of our operations are subject to regulation. Accordingly, the amounts above, in addition to revenues that are not regulated, only include revenue for which the underlying rate has been approved by regulation, where applicable. The revenues excluded from the amounts above could represent a significant portion of our overal  revenues and revenue from contracts with customers.
Recognition and Measurement of Revenues
Three months ended 
March 31,
20232022
(mil ions of Canadian dol ars) Revenue from products and services transferred over time1
 2,616   2,390 
Revenue from products transferred at a point in time2 19   16 
Total revenue from contracts with customers 2,635   2,406 
1 Revenue from distribution, storage and transportation services.2 Primarily from Other revenues.
7
3.  DEBT
CREDIT FACILITYThe fol owing table provides details of our external credit facility as at March 31, 2023:
Total 
MaturityFacilityDraws2Available
(mil ions of Canadian dol ars)364 day extendible credit facility
202412,5001,440  1,060 
1 Maturity date is inclusive of the one-year term out provision.2 Includes facility draws and commercial paper issuances that are back-stopped by the credit facility.
In March 2023, we increased our 364-day extendible credit facility from $2.0 bil ion to $2.5 bil ion.
As at March 31, 2023, our credit facility carries a standby fee of 0.1% per annum on the unused portion and the draws bear interest at market rates.
As at March 31, 2023 and December 31, 2022, we had access to Enbridge Inc.'s (Enbridge) demand letter of credit facilities totaling $1.0 bil ion. As at March 31, 2023 and December 31, 2022, $7 mil ion of letters of credit were issued by us. 
DEBT COVENANTSWe were in compliance with al  terms and conditions of our committed credit facility agreement and our Trust Indenture as at March 31, 2023.
4.  SHARE CAPITAL
Our Class A and Class B common shares are held by Enbridge Energy Distribution Inc. and Great Lakes Basin Energy L.P., respectively. During the three months ended March 31, 2023, we had no capital contribution or return of capital transactions.
5.  COMPONENTS OF ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE INCOME
Changes in Accumulated other comprehensive income (AOCI) for the three months ended March 31, 2023 and 2022 are as fol ows:
Cash Flow OPEB 
HedgesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at January 1, 2023
 44   36   80 
Other comprehensive loss retained in AOCI (31)  —   (31) 
Other comprehensive loss/(income) reclassified to earnings 2   (1)  1 
 15   35   50 
Tax impact
Income tax on amounts retained in AOCI 8   —   8 
Balance as at March 31, 2023 23   35   58 
8
Cash Flow OPEB 
HedgesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at January 1, 2022
 (31)  8   (23) 
Other comprehensive income retained in AOCI 42   —   42 
Other comprehensive loss reclassified to earnings 3   —   3 
 14   8   22 
Tax impact
Income tax on amounts retained in AOCI (11)  —   (11) 
Income tax on amounts reclassified to earnings (1)  —   (1) 
 (12)  —   (12) 
Balance as at March 31, 2022 2   8   10 
6.  RISK MANAGEMENT AND FINANCIAL INSTRUMENTS
MARKET RISKOur earnings, cash flows and other comprehensive income (OCI) are subject to movements in natural gas prices, foreign exchange rates and interest rates (col ectively, market risk). Portions of these risks are borne by customers through certain regulatory mechanisms. Formal risk management policies, processes and systems have been designed to mitigate these risks.
The fol owing summarizes the types of market risks to which we are exposed and the risk management instruments used to mitigate them. We use a combination of qualifying and non-qualifying derivative instruments to manage the risks noted below.
Natural Gas Price RiskNatural gas price risk is the risk of gain or loss due to changes in the market price of natural gas. In compliance with the directive of the Ontario Energy Board, fluctuations in natural gas prices are borne by our customers.
Foreign Exchange RiskForeign exchange risk is the risk of gain or loss due to the volatility of currency exchange rates. We generate certain revenues, incur expenses and hold cash balances that are denominated in United States (US) dol ars. As a result, our earnings, cash flows and OCI are exposed to fluctuations resulting from US dol ar exchange rate variability.
We have implemented a policy to hedge a portion of our US dol ar denominated unregulated storage revenue exposures. Qualifying derivative instruments are used to hedge anticipated US dol ar denominated revenues and to manage variability in cash flows.
A portion of our natural gas purchases are denominated in US dol ars and, as a result, there is exposure to fluctuations in the exchange rate of the US dol ar against the Canadian dol ar. Realized foreign exchange gains or losses relating to natural gas purchases are passed on to customers, therefore, we have no net exposure to movements in the foreign exchange rate on natural gas purchases.
Interest Rate RiskOur earnings and cash flows are exposed to short-term interest rate variability due to the regular repricing of our variable rate debt, primarily commercial paper. We primarily use qualifying derivative instruments to manage interest rate risk. Pay fixed-receive floating interest rate swaps may be used to hedge against the effect of future interest rate movements. As at March 31, 2023, we do not have any floating-to-fixed interest rate swaps outstanding.
9
Our earnings and cash flows are also exposed to variability in longer term interest rates ahead of anticipated fixed rate debt issuances. Forward starting interest rate swaps are used to hedge against the effect of future interest rate movements. We have implemented a program to mitigate our exposure to long-term interest rate variability on select forecast term debt issuances via execution of floating-to-fixed interest rate swaps with an average swap rate of 2.7%.
TOTAL DERIVATIVE INSTRUMENTSWe general y have a policy of entering into individual International Swaps and Derivatives Association, Inc. agreements, or other similar derivative agreements, with the majority of our derivative counterparties. These agreements provide for the net settlement of derivative instruments outstanding with specific counterparties in the event of bankruptcy or other significant credit event, and would reduce our credit risk exposure on financial derivative asset positions outstanding with these counterparties in those particular circumstances.
The fol owing table summarizes the Consolidated Statements of Financial Position location and carrying value of our derivative instruments, as wel  as the maximum potential settlement amounts in the event of the specific circumstances described above. Al  amounts are presented gross in the Consolidated Statements of Financial Position.
Derivative Total Gross 
Instruments Non-Qualifying Derivative Amounts Total Net 
Used as Cash Derivative Instruments as Available for Derivative 
March 31, 2023Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Accounts receivable from affiliates
Interest rate contracts 48   —   48   —   48 
 48   —   48   —   48 
Total net derivative asset
Interest rate contracts 48   —   48   —   48 
 48   —   48   —   48 
Derivative Total Gross 
Instruments Non-Qualifying Derivative Amounts Total Net 
Used as Cash Derivative Instruments as Available for Derivative 
December 31, 2022Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Accounts receivable from affiliates
Interest rate contracts 79   —   79   —   79 
 79   —   79   —   79 
Total net derivative asset
Interest rate contracts 79   —   79   —   79 
 79   —   79   —   79 
The fol owing table summarizes the maturity and notional principal or quantity outstanding related to our derivative instruments.
March 31, 202320232024202520262027 ThereafterTotal
Interest rate contracts - long-term debt 
(mil ions of Canadian dol ars) 1,050   —   —   —   —   —   1,050 
10
The Effect of Derivative Instruments on the Consolidated Statements of Earnings and Comprehensive IncomeThe fol owing table presents the effect of cash flow hedges on our consolidated earnings and comprehensive income, before the effect of income taxes.
Three months ended 
March 31,
20232022
(mil ions of Canadian dol ars)Amount of unrealized gain/(loss) recognized in OCI
Cash flow hedges
Interest rate contracts (31)  42 
 (31)  42 
Amount of loss reclassified from AOCI to earnings
Interest rate contracts1 2   3 
 2   3 
1  Reported within Interest expense, net in the Consolidated Statements of Earnings.
We estimate that a gain of $4 mil ion of AOCI related to unrealized cash flow hedges wil  be reclassified to earnings in the next 12 months. Actual amounts reclassified to earnings depend on the interest and foreign exchange rates in effect when derivative contracts that are currently outstanding mature. For al  forecasted transactions, the maximum term over which we are hedging exposures to the variability of cash flows is 9 months as at March 31, 2023.
LIQUIDITY RISKLiquidity risk is the risk that we wil  not be able to meet our financial obligations, including commitments, as they become due. In order to manage this risk, we forecast cash requirements over a 12-month rol ing time period to determine whether sufficient funds wil  be available. Our primary sources of liquidity and capital resources are funds generated from operations, the issuance of commercial paper, draws under the committed credit facility and long-term debt, which includes debentures and medium-term notes and, if necessary, additional liquidity is available through intercompany transactions with our ultimate parent, Enbridge, and other related entities. These sources are expected to be sufficient to enable us to fund al  anticipated requirements. We maintain a current medium-term note shelf prospectus with securities regulators, which enables ready access to the Canadian public capital markets, subject to market conditions. We also maintain a committed credit facility with a diversified group of banks and institutions. We are in compliance with al  of the terms and conditions of our committed credit facility as at March 31, 2023. As a result, the credit facility is available to us and the banks are obligated to fund us under the terms of the facility.
CREDIT RISKCredit risk arises from the possibility that a counterparty wil  default on its contractual obligations. We are primarily exposed to credit risk from accounts receivable and derivative financial instruments. Exposure to credit risk is mitigated by our large and diversified customer base and the ability to recover an estimate for expected credit losses for utility operations through the rate-making process. We actively monitor the financial strength of large industrial customers and, in select cases, have obtained additional security to minimize the risk of default on receivables. General y, we classify receivables older than 20 days as past due. The maximum exposure to credit risk related to non-derivative financial assets is their carrying value.
Our policy requires that customers settle their bil ings in accordance with the payment terms listed on their bil , which general y require payment in ful  within 20 days. A provision for credit and recovery risk associated with accounts receivable has been made through the expected credit loss, which totaled $77 mil ion as at March 31, 2023 (December 31, 2022 - $71 mil ion).
11
Our expected credit loss is determined based on historical credit losses by age of receivables, adjusted for any forward-looking information and management expectations, using a loss al owance matrix. This estimate is revised each reporting period to reflect current expectations. When we have determined that col ection efforts are unlikely to be successful, amounts charged to the expected credit loss account are applied against the impaired accounts receivable.
Entering into derivative financial instruments may also result in exposure to credit risk. We enter into risk management transactions primarily with institutions that possess investment grade credit ratings. Credit risk relating to derivative counterparties is mitigated by credit exposure limits and contractual requirements, frequent assessment of counterparty credit ratings and netting arrangements. As at March 31, 2023, we have $48 mil ion (December 31, 2022 - $79 mil ion) in credit concentrations and credit exposure with Enbridge and its affiliates.
Derivative assets are adjusted for non-performance risk of our counterparties using their credit default swap spread rates and are reflected in the fair value. For derivative liabilities, our non-performance risk is considered in the valuation.
FAIR VALUE MEASUREMENTSOur financial assets and liabilities measured at fair value on a recurring basis include derivative instruments. We also disclose the fair value of other financial instruments not measured at fair value. The fair values of financial instruments reflect our best estimates of fair value based on general y accepted valuation techniques or models and are supported by observable market prices and rates. When such values are not available, we use discounted cash flow analysis from applicable yield curves based on observable market inputs to estimate fair value.
FAIR VALUE OF FINANCIAL INSTRUMENTSWe categorize our derivative instruments measured at fair value into one of three different levels depending on the observability of the inputs employed in the measurement.
Level 1Level 1 includes derivatives measured at fair value based on unadjusted quoted prices for identical assets and liabilities in active markets that are accessible at the measurement date. An active market for a derivative is considered to be a market where transactions occur with sufficient frequency and volume to provide pricing information on an ongoing basis. We do not have any derivative instruments classified as Level 1.
Level 2Level 2 includes derivative valuations determined using directly or indirectly observable inputs other than quoted prices included within Level 1. Derivatives in this category are valued using models or other industry standard valuation techniques derived from observable market data. Such valuation techniques include inputs such as quoted forward prices, time value, volatility factors and broker quotes that can be observed or corroborated in the market for the entire duration of the derivative. Derivatives valued using Level 2 inputs include non-exchange traded derivatives such as over-the-counter interest rate swaps for which observable inputs can be obtained.
As at March 31, 2023, we had Level 2 derivative assets with a fair value of $48 mil ion (December 31, 2022 - $79 mil ion).
12
Level 3Level 3 includes derivative valuations based on inputs which are less observable, unavailable or where the observable data does not support a significant portion of the derivative’s fair value. General y, Level 3 derivatives are longer dated transactions, occur in less active markets, occur at locations where pricing information is not available, or have no binding broker quote to support a Level 2 classification. We have developed methodologies, benchmarked against industry standards, to determine fair value for these derivatives based on extrapolation of observable future prices and rates. We do not have any derivative instruments classified as Level 3.
We use the most observable inputs available to estimate the fair value of our derivatives. When possible, we estimate the fair value of our derivatives based on quoted market prices. If quoted market prices are not available, we use estimates from third party brokers. For non-exchange traded derivatives classified in Levels 2 and 3, we use standard valuation techniques to calculate the estimated fair value, including discounted cash flows for forwards and swaps. Depending on the type of derivative and the nature of the underlying risk, we use observable market prices (interest, foreign exchange and natural gas) and volatility as primary inputs to these valuation techniques. Final y, we consider our own credit default swap spread, as wel  as the credit default swap spreads associated with our counterparties, in our estimation of fair value.
FAIR VALUE OF OTHER FINANCIAL INSTRUMENTSThe fair value of our long-term debt is based on quoted market prices for instruments of similar yield, credit risk and tenor, and is classified as a Level 2 measurement. As at March 31, 2023, our long-term debt, including the current portion, had a carrying value of $9.7 bil ion (December 31, 2022 - $9.7 bil ion) before debt issuance costs and fair value adjustment from push down accounting, and a fair value of $9.1 bil ion (December 31, 2022 - $8.9 bil ion).
The fair value of financial assets and liabilities, other than derivative instruments and long-term debt, approximate their carrying value due to the short period to maturity.
7.  INCOME TAXES
The effective income tax rates for the three months ended March 31, 2023 and 2022 were 9.1% and 12.3% respectively.
The period-over-period decrease in the effective income tax rate is primarily attributable to the effects of rate-regulated accounting for income taxes.
8.  PENSION AND OTHER POSTRETIREMENT BENEFITS
Three months ended 
March 31,
20232022
(mil ions of Canadian dol ars) Service cost
 10   16 
Interest cost1 25   17 
Expected return on plan assets1 (35)  (38) 
Amortization of actuarial (gain)/loss1 (1)  2 
Net periodic benefit credit (1)  (3) 
1 Reported within Other income in the Consolidated Statements of Earnings.
13
9.  CONTINGENCIES
LITIGATIONWe are subject to various legal and regulatory actions and proceedings which arise in the normal course of business, including interventions in regulatory proceedings and chal enges to regulatory approvals and permits. While the final outcome of such actions and proceedings cannot be predicted with certainty, management believes that the resolution of such actions and proceedings wil  not have a material impact on our interim consolidated financial position or results of operations.
TAX MATTERSWe maintain tax liabilities related to uncertain tax positions. While ful y supportable in our view, these tax positions, if chal enged by tax authorities, may not be ful y sustained on review.
14