Try our mobile app

Published: 2022-05-06
<<<  go to ENB company page
ENBRIDGE GAS INC.
(a subsidiary of Enbridge Inc.)
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
 (unaudited)
March 31, 2022
 
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS
Three months ended 
March 31,
20222021
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating revenues
Gas commodity and distribution 2,083   1,527 
Storage, transportation and other 296   271 
Total operating revenues (Note 3) 2,379   1,798 
Operating expenses
Gas commodity and distribution costs 1,469   958 
Operating and administrative 283   262 
Depreciation and amortization 162   170 
Total operating expenses 1,914   1,390 
Operating income 465   408 
Other income 17   8 
Interest expense, net (99)  (98) 
Earnings before income taxes 383   318 
Income tax expense (Note 8) (47)  (39) 
Earnings 336   279 
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,
20222021
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Earnings
 336   279 
Other comprehensive income, net of tax (Notes 6 and 7)
Change in unrealized gain on cash flow hedges 31   43 
Reclassification to earnings of loss on cash flow hedges 2   4 
Other comprehensive income, net of tax 33   47 
Comprehensive income 369   326 
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,
 20222021
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)  
Common shares  
Balance at beginning of period 3,442   3,517 
Return of capital (Note 5) (250)  (263) 
Balance at end of period 3,192   3,254 
Additional paid-in capital  
Balance at beginning and end of period 7,253   7,253 
Deficit  
Balance at beginning of period (324)  (675) 
Earnings 336   279 
Common share dividends declared (94)  (50) 
Balance at end of period (82)  (446) 
Accumulated other comprehensive income/(loss) (Note 6)  
Balance at beginning of period (23)  (78) 
Other comprehensive income, net of tax 33   47 
Balance at end of period 10   (31) 
Total equity 10,373   10,030 
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,
20222021
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating activitiesEarnings
 336   279 
Adjustments to reconcile earnings to net cash provided by operating activities:
Depreciation and amortization 162   170 
Deferred income tax recovery (5)  — 
Net defined pension and other postretirement benefits costs (13)  (6) 
Expected credit loss 10   8 
Other 4   2 
Changes in operating assets and liabilities 30   110 
Net cash provided by operating activities 524   563 
Investing activities
Capital expenditures (262)  (213) 
Additions to intangible assets (8)  (11) 
Net cash used in investing activities (270)  (224) 
Financing activities
Net change in short-term borrowings 89   (27) 
Common share dividends (94)  (50) 
Return of capital (Note 5) (250)  (263) 
Net cash used in financing activities (255)  (340) 
Net change in cash (1)  (1) 
Cash at beginning of year 9   9 
Cash at end of period 8   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, 
20222021
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)AssetsCurrent assets
Cash 8   9 
Accounts receivable and other 1,904   1,228 
Accounts receivable from affiliates 146   156 
Gas inventory 398   897 
 2,456   2,290 
Property, plant and equipment, net 16,761   16,662 
Intangible assets, net 174   177 
Deferred amounts and other assets 2,788   2,677 
Goodwil 4,784   4,784 
Total assets 26,963   26,590 
Liabilities and equityCurrent liabilities
Short-term borrowings (Note 4) 1,604   1,515 
Accounts payable and other 1,460   1,458 
Accounts payable to affiliates 253   113 
Current portion of long-term debt 125   126 
 3,442   3,212 
Long-term debt 9,348   9,352 
Other long-term liabilities 2,090   2,012 
Deferred income taxes 1,710   1,666 
 16,590   16,242 
Contingencies (Note 10)Equity
Share capital
Common shares(522 mil ion shares outstanding at March 31, 2022 and 
December 31, 2021)  3,192   3,442 
Additional paid-in capital 7,253   7,253 
Deficit (82)  (324) 
Accumulated other comprehensive income/(loss) (Note 6) 10   (23) 
 10,373   10,348 
Total liabilities and equity 26,963   26,590 
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, 2021. 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, 2021, except for the adoption of new accounting standards (Note 2). 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.  CHANGES IN ACCOUNTING POLICIES
ADOPTION OF NEW ACCOUNTING STANDARDSDisclosures About Government AssistanceEffective January 1, 2022, we adopted Accounting Standards Update (ASU) 2021-10 on a prospective basis. The new standard was issued in November 2021 to increase the transparency of government assistance to business entities. The ASU adds new disclosure requirements for transactions with governments that are accounted for using a grant or contribution accounting model by analogy. The required disclosures include information about the nature of transactions, accounting policy applied, impacted financial statement line items and significant terms and conditions. The adoption of this ASU did not have a material impact on our consolidated financial statements.
3.  REVENUES
REVENUE FROM CONTRACTS WITH CUSTOMERSMajor Services
Three months ended 
March 31,
20222021
(mil ions of Canadian dol ars) Gas commodity and distribution revenue - residential
 1,391   1,032 
Gas commodity and distribution revenue - commercial and industrial 692   486 
Storage revenue 49   44 
Transportation revenue 257   220 
Other revenue 17   17 
Total revenue from contracts with customers 2,406   1,799 
Other1 (27)  (1) 
Total operating revenues  2,379   1,798 
1 Primarily relates to the effects of rate-regulated accounting.
6
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
ContractContract 
ReceivablesLiabilities
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at March 31, 2022
 1,216   — 
Balance as at December 31, 2021 824   17 
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.
Contract liabilities represent payments received for performance obligations which have not been fulfil ed under our equal monthly payment plan. Revenue recognized during the three months ended March 31, 2022 related to obligations under the equal monthly payment plan that existed at December 31, 2021 was $17 mil ion. There was no change in contract liabilities from cash received, net of amounts recognized as revenues during the three months ended March 31, 2022.
Performance ObligationsWe recognized a reduction of revenue of $4 mil ion during the three months ended March 31, 2022, 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 $543 mil ion, of which $255 mil ion and $71 mil ion are expected to be recognized during the remaining nine months ending December 31, 2022 and the year ending December 31, 2023, 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 ASC 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.
7
Recognition and Measurement of Revenues
Three months ended 
March 31,
20222021
(mil ions of Canadian dol ars) Revenue from products and services transferred over time1
 2,390   1,782 
Revenue from products transferred at a point in time2 16   17 
Total revenue from contracts with customers 2,406   1,799 
1 Revenue from distribution, storage and transportation services.2 Primarily from Other revenues with customers.
4.  DEBT
CREDIT FACILITYThe fol owing table provides details of our external credit facility as at March 31, 2022:
Total 
MaturityFacilityDraws2Available
(mil ions of Canadian dol ars)364 day extendible credit facility
20231  2,000   1,604   396 
1 Maturity date is inclusive of the one-year term out provision.2 Includes facility draws and commercial paper issuances, net of discount, that are back-stopped by the external credit facility.
As at March 31, 2022, our credit facility carries a standby fee of 0.1% on the unused portion and the draws bear interest at market rates.
As at March 31, 2022, we have access to Enbridge Inc.'s (Enbridge) demand letter of credit facilities totaling $1.0 bil ion (December 31, 2021 - $1.0 bil ion). As at March 31, 2022, $5 mil ion (December 31, 2021 - $15 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, 2022.
5.  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, 2022, we completed the fol owing return of capital transactions:
Class AClass BTotal
(mil ions of Canadian dol ars)February 11, 2022
 135   115   250 
 135   115   250 
These transactions reduced the stated capital of Class A and Class B common shares with no impact on total shares outstanding.
8
6.  COMPONENTS OF ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE INCOME/(LOSS)
Changes in Accumulated other comprehensive income/(loss) (AOCI) for the three months ended March 31, 2022 and 2021 are as fol ows:
2022
Cash Flow OPEB 
HedgesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)Balance 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 at March 31, 2022 2   8   10 
2021
Cash Flow OPEB 
HedgesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)Balance at January 1, 2021
 (64)  (14)  (78) 
Other comprehensive income retained in AOCI 59   —   59 
Other comprehensive loss reclassified to earnings 5   —   5 
 —   (14)  (14) 
Tax impact
Income tax on amounts retained in AOCI (16)  —   (16) 
Income tax on amounts reclassified to earnings (1)  —   (1) 
 (17)  —   (17) 
Balance at March 31, 2021 (17)  (14)  (31) 
7.  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.
9
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 dol ars (USD). As a result, our earnings, cash flows and OCI are exposed to fluctuations resulting from USD exchange rate variability.
We have implemented a policy to hedge a portion of our USD denominated unregulated storage revenue exposures. Qualifying derivative instruments are used to hedge anticipated USD denominated revenues and to manage variability in cash flows. 
A portion of our natural gas purchases are denominated in USD and, as a result, there is exposure to fluctuations in the exchange rate of the USD 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, 2022, we do not have any floating-to-fixed interest rate swaps outstanding.
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 2.0%.
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.
10
Derivative Total Gross 
Instruments Non-Qualifying Derivative Amounts Total Net 
Used as Cash Derivative Instruments as Available for Derivative 
March 31, 2022Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Accounts receivable from affiliates
Interest rate contracts 36   —   36   —   36 
 36   —   36   —   36 
Deferred amounts and other assets
Interest rate contracts 32   —   32   —   32 
 32   —   32   —   32 
Total net derivative asset
Interest rate contracts 68   —   68   —   68 
 68   —   68   —   68 
Derivative Total Gross 
Instruments Non-Qualifying Derivative Amounts Total Net 
Used as Cash Derivative Instruments as Available for Derivative 
December 31, 2021Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Accounts receivable from affiliates
Interest rate contracts 14   —   14   —   14 
 14   —   14   —   14 
Deferred amounts and other assets
Interest rate contracts 12   —   12   —   12 
 12   —   12   —   12 
Total net derivative asset
Interest rate contracts 26   —   26   —   26 
 26   —   26   —   26 
The fol owing table summarizes the maturity and notional principal or quantity outstanding related to our derivative instruments.
March 31, 202220222023202420252026 ThereafterTotal
Foreign exchange contracts - United 
States dol ar forwards - sel  (mil ions of 
USD) 1   —   —   —   —   —   1 
Interest rate contracts - long-term debt 
(mil ions of Canadian dol ars) 400   400   —   —   —   —   800 
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,
20222021
(mil ions of Canadian dol ars)
Amount of unrealized gain recognized in OCI
Cash flow hedges
Interest rate contracts 42   59 
 42   59 
Amount of loss reclassified from AOCI to earnings
Interest rate contracts1 3   5 
 3   5 
1  Reported within Interest expense, net in the Consolidated Statements of Earnings.
11
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 21 months as at March 31, 2022.
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 were in compliance with al  of the terms and conditions of our committed credit facility as at March 31, 2022. 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 of 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 $63 mil ion as at March 31, 2022 (December 31, 2021 - $55 mil ion).
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, 2022, we have $68 mil ion (December 31, 2021 - $26 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.
12
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.
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.
As at March 31, 2022, we had Level 2 derivative assets with a fair value of $68 mil ion (December 31, 2021 - $26 mil ion).
13
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, 2022 and December 31, 2021 our long-term debt, including the current portion, had a carrying value of $9.2 bil ion before debt issuance costs and fair value adjustment from push down accounting, and a fair value of $9.3 bil ion (December 31, 2021 - $10.4 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.
8.  INCOME TAXES
The effective income tax rate for the three months ended March 31, 2022 and 2021 was an expense of 12.3%. The effective income tax rate is consistent period over period.
9.  PENSION AND OTHER POSTRETIREMENT BENEFITS 
Three months ended 
March 31,
20222021
(mil ions of Canadian dol ars) Service cost
 16   16 
Interest cost1 17   14 
Expected return on plan assets1 (38)  (33) 
Amortization of actuarial loss1 2   7 
Net periodic benefit (credit)/cost (3)  4 
1 Reported within Other income in the Consolidated Statements of Earnings.
10.  CONTINGENCIES
We 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