Try our mobile app

Published: 2021-05-07
<<<  go to ENB company page
ENBRIDGE GAS INC.
(a subsidiary of Enbridge Inc.)
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
 (unaudited)
March 31, 2021
 
ENBRIDGE GAS INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS
Three months ended 
March 31,
20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating revenues
Gas commodity and distribution 1,527   1,403 
Storage, transportation and other 271   260 
Total operating revenues (Note 3) 1,798   1,663 
Operating expenses
Gas commodity and distribution costs 958   871 
Operating and administrative 262   241 
Depreciation and amortization 170   152 
Total operating expenses 1,390   1,264 
Operating income 408   399 
Other income 8   18 
Interest expense, net (98)  (103) 
Earnings before income taxes 318   314 
Income tax expense (Note 8) (39)  (32) 
Earnings 279   282 
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,
20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Earnings
 279   282 
Other comprehensive income/(loss), net of tax (Notes 6 and 7)
Change in unrealized loss on cash flow hedges 43   (41) 
Reclassification to earnings of loss on cash flow hedges 4   2 
Actuarial gain on other postretirement benefits (OPEB) —   1 
Other comprehensive income/(loss), net of tax 47   (38) 
Comprehensive income 326   244 
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,
 20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)  
Common shares  
Balance at beginning of period 3,517   3,517 
Return of capital (Note 5) (263)  (200) 
Balance at end of period 3,254   3,317 
Additional paid-in capital  
Balance at beginning and end of period 7,253   7,253 
Deficit  
Balance at beginning of period (675)  (720) 
Earnings 279   282 
Common share dividends declared (50)  (112) 
 Modified retrospective adoption of ASU 2016-13 Financial Instruments - Credit 
Losses —   (2) 
Balance at end of period (446)  (552) 
Accumulated other comprehensive loss (Note 6)  
Balance at beginning of period (78)  (46) 
Other comprehensive income/(loss), net of tax 47   (38) 
Balance at end of period (31)  (84) 
Total equity 10,030   9,934 
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,
20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating activitiesEarnings
 279   282 
Adjustments to reconcile earnings to net cash provided by operating activities:
Depreciation and amortization  170   152 
Deferred income tax expense —   2 
Net defined pension and OPEB costs (6)  (7) 
Expected credit loss 8   5 
Other 2   3 
Changes in operating assets and liabilities 110   218 
Net cash provided by operating activities 563   655 
Investing activities
Capital expenditures (213)  (223) 
Additions to intangible assets (11)  (18) 
Net cash used in investing activities (224)  (241) 
Financing activities
Net change in short-term borrowings  (27)  (62) 
Common share dividends (50)  (112) 
Return of capital (Note 5) (263)  (200) 
Net cash used in financing activities (340)  (374) 
Net change in cash (1)  40 
Cash at beginning of period 9   77 
Cash at end of period 8   117 
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, 
20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)AssetsCurrent assets
Cash 8   9 
Accounts receivable and other 1,326   1,161 
Accounts receivable from affiliates 37   92 
Gas inventory 326   659 
 1,697   1,921 
Property, plant and equipment, net  15,932   15,866 
Intangible assets, net 165   174 
Deferred amounts and other assets 2,579   2,492 
Goodwil 4,784   4,784 
Total assets 25,157   25,237 
Liabilities and equityCurrent liabilities
Short-term borrowings (Note 4) 1,094   1,121 
Accounts payable and other 1,202   1,295 
Accounts payable to affiliates 74   134 
Current portion of long-term debt 375   376 
 2,745   2,926 
Long-term debt 8,600   8,606 
Other long-term liabilities 2,209   2,166 
Deferred income taxes 1,573   1,522 
 15,127   15,220 
Contingencies (Note 10)Equity
Share capital
Common shares (522 mil ion shares outstanding at March 31, 2021 and 
December 31, 2020) (Note 5) 3,254   3,517 
Additional paid-in capital 7,253   7,253 
Deficit (446)  (675) 
Accumulated other comprehensive loss (Note 6) (31)  (78) 
 10,030   10,017 
Total liabilities and equity 25,157   25,237 
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, 2020. 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, 2020, 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.
Certain comparative figures in our interim consolidated financial statements have been reclassified to conform to the current period's presentation.
2. CHANGES IN ACCOUNTING POLICIES
ADOPTION OF NEW ACCOUNTING STANDARDSAccounting for Income TaxesEffective January 1, 2021, we adopted Accounting Standards Update (ASU) 2019-12 on a prospective basis. The new standard was issued in December 2019 with the intent of simplifying the accounting for income taxes. The accounting update removes certain exceptions to the general principles in Accounting Standards Codification 740 Income Taxes as wel  as provides simplification by clarifying and amending existing guidance. 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,
20212020
(mil ions of Canadian dol ars) Gas commodity and distribution revenues - residential
 1,032   951 
Gas commodity and distribution revenues - commercial and industrial 486   451 
Storage revenue 44   35 
Transportation revenue 220   217 
Other revenues 17   15 
Total revenue from contracts with customers 1,799   1,669 
Other revenues1 (1)  (6) 
Total revenues  1,798   1,663 
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
Receivables
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at March 31, 2021
 822 
Balance as at December 31, 2020 738 
Receivables represent an unconditional right to consideration where only the passage of time is requiredbefore payment of consideration is due, and consist of trade accounts receivable, unbil ed revenue and other accrued receivable balances.
Performance ObligationsWe recognized a reduction of revenue of $15 mil ion during the three months ended March 31, 2021 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 $509 mil ion, of which $238 mil ion and $66 mil ion are expected to be recognized during the nine months ending December 31, 2021 and the year ending December 31, 2022, 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,
20212020
(mil ions of Canadian dol ars) Revenues from products and services transferred over time1
 1,782   1,654 
Revenues from products transferred at a point in time2 17   15 
Total revenue from contracts with customers 1,799   1,669 
1  Revenue from distribution, storage and transportation services.2  Primarily from Other revenues.
4. DEBT
CREDIT FACILITYThe fol owing table provides details of our external credit facility as at March 31, 2021:
Total 
MaturityFacilityDraws2Available
(mil ions of Canadian dol ars)364 day extendible credit facility
20221  2,000   1,094   906 
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, 2021, our credit facility carries a standby fee of 0.3% on the unused portion and the draws bear interest at market rates. Our credit facility serves as a back-stop to the commercial paper program.
As at March 31, 2021, we have access to Enbridge's demand letter of credit facilities totaling $495 mil ion (December 31, 2020 - $495 mil ion). As at March 31, 2021 and December 31, 2020, $14 mil ion of letters of credit were issued by us.
LONG-TERM DEBT REPAYMENTOn May 3, 2021, we redeemed at par $200 mil ion of 2.76% medium-term notes maturing June 2, 2021.
DEBT COVENANTSWe were in compliance with al  terms and conditions of our committed credit facility agreement and our Trust Indenture as at March 31, 2021.
8
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, 2021, we completed the fol owing return of capital transactions:
Class AClass BTotal
(mil ions of Canadian dol ars)February 12, 2021
 142   121   263 
 142   121   263 
These transactions reduced the stated capital of Class A and Class B common shares with no impact on total shares outstanding.
6. COMPONENTS OF ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE LOSS
Changes in Accumulated other comprehensive loss (AOCI) for the three months ended March 31, 2021 and 2020 are as fol ows:
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) 
2020
Cash Flow OPEB 
HedgesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)Balance at January 1, 2020
 (42)   (4)   (46) 
Other comprehensive (loss)/income retained in AOCI (56)   2   (54) 
Other comprehensive loss reclassified to earnings 2   —   2 
 (96)   (2)   (98) 
Tax impact
Income tax on amounts retained in AOCI 15   (1)   14 
Balance at March 31, 2020 (81)   (3)   (84) 
9
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.
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. Pay fixed-receive floating interest rate swaps are used to hedge against the effect of future interest rate movements. We have implemented a program to significantly mitigate the impact of short-term interest rate volatility on interest expense via execution of floating-to-fixed interest rate swaps with an average swap rate of 2.3%.
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 significantly 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 1.9%.
COVID-19 PANDEMIC RISKThe spread of the COVID-19 pandemic has caused significant volatility in Canada, the United States and international markets. While we have taken proactive measures to deliver energy safely and reliably during this pandemic, given the ongoing dynamic nature of the circumstances surrounding COVID-19, including ongoing uncertainty as to the duration of the pandemic and corresponding public health measures, the impact of this pandemic on our business remains uncertain. 
10
TOTAL DERIVATIVE INSTRUMENTSThe fol owing table summarizes the Consolidated Statements of Financial Position location and carrying value of our derivative instruments.
We general y have a common practice 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 derivative asset positions outstanding with these counterparties in those particular circumstances. The fol owing table also summarizes the maximum potential settlement amount in the event of those specific circumstances. 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, 2021Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Deferred amounts and other assets
Interest rate contracts 43   —   43   —   43 
 43   —   43   —   43 
Accounts payable to affiliates
Interest rate contracts (18)   —   (18)   —   (18) 
 (18)   —   (18)   —   (18) 
Total net derivative asset
Interest rate contracts 25   —   25   —   25 
 25   —   25   —   25 
Derivative Total Gross 
Instruments Non-Qualifying Derivative Amounts Total Net 
Used as Cash Derivative Instruments as Available for Derivative 
December 31, 2020Flow HedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)Deferred amounts and other assets
Interest rate contracts 8   —   8   (1)   7 
 8   —   8   (1)   7 
Accounts payable to affiliates
Interest rate contracts (43)   —   (43)   —   (43) 
 (43)   —   (43)   —   (43) 
Other long-term liabilities
Interest rate contracts (1)   —   (1)   1   — 
 (1)   —   (1)   1   — 
Total net derivative liability
Interest rate contracts (36)   —   (36)   —   (36) 
 (36)   —   (36)   —   (36) 
The fol owing table summarizes the maturity and notional principal or quantity outstanding related to our derivative instruments.
March 31, 202120212022202320242025 ThereafterTotal
Foreign exchange contracts - United 
States dol ar forwards - sel  (mil ions of 
USD) 2   1   —   —   —   —   3 
Interest rate contracts - short-term 
borrowings (mil ions of Canadian dol ars) 286   18   —   —   —   —   304 
Interest rate contracts - long-term debt 
(mil ions of Canadian dol ars) 275   200   200   —   —   —   675 
11
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,
20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
Amount of unrealized gain/(loss) recognized in OCI
Cash flow hedges
Interest rate contracts 59   (56) 
 59   (56) 
Amount of loss reclassified from AOCI to earnings
Interest rate contracts1 5   2 
 5   2 
1  Reported within Interest expense, net in the Consolidated Statements of Earnings.
We estimate that a loss of $7 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 10 months as at March 31, 2021.
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, 2021. 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 $52 mil ion as at March 31, 2021 (December 31, 2020 - $45 mil ion).
12
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, 2021, we have $43 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.
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.
13
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, 2021, we had Level 2 derivative assets with a fair value of $43 mil ion (December 31, 2020 - $8 mil ion) and Level 2 derivative liabilities with a fair value of $18 mil ion (December 31, 2020 - $44 mil ion).
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, 2021, our long-term debt, including the current portion, had a carrying value of $8.7 bil ion (December 31, 2020 - $8.7 bil ion) before debt issuance costs and fair value adjustment from push down accounting, and a fair value of $9.9 bil ion (December 31, 2020 - $10.7 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 rates for the three months ended March 31, 2021 and 2020 were expenses of 12.3% and 10.2%, respectively. The higher effective income tax rate in 2021 is primarily attributable to higher Part VI.1 tax, net of Part I tax deduction and the effects of rate-regulated accounting for income taxes, relative to comparable earnings with the first three months of 2020.
9. PENSION AND OTHER POSTRETIREMENT BENEFITS 
Three months ended 
March 31,
20212020
(mil ions of Canadian dol ars) Service cost
 16   17 
Interest cost 14   18 
Expected return on plan assets  (33)  (34) 
Amortization of actuarial loss  7   5 
Net periodic benefit costs 4   6 
14
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.
15