Try our mobile app

Published: 2022-02-11
<<<  go to ENB company page
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
 
December 31, 2021
MANAGEMENT'S REPORT
TO THE SHAREHOLDERS OF ENBRIDGE INC.
Financial ReportingManagement of Enbridge Inc. (the Company) is responsible for the accompanying consolidated financial statements and al  related financial information contained in the annual report, including Management’s Discussion and Analysis. The consolidated financial statements have been prepared in accordance with general y accepted accounting principles in the United States of America (US GAAP) and necessarily include amounts that reflect management's judgment and best estimates.
The Board of Directors (the Board) and its committees are responsible for al  aspects related to governance of the Company. The Audit, Finance & Risk Committee (the AF&RC) of the Board, composed of directors who are unrelated and independent, has a specific responsibility to oversee management’s efforts to fulfil its responsibilities for financial reporting and internal controls related thereto. The AF&RC meets with management, internal auditors and Independent Registered Public Accounting Firm auditors to review the consolidated financial statements and the internal controls as they relate to financial reporting. The AF&RC reports its findings to the Board for its consideration in approving the consolidated financial statements for issuance to the shareholders. The internal auditors and Independent Registered Public Accounting Firm auditors have unrestricted access to the AF&RC.
Internal Control over Financial ReportingManagement is also responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting. The Company’s internal control over financial reporting includes policies and procedures to facilitate the preparation of relevant, reliable and timely information, to prepare consolidated financial statements for external reporting purposes in accordance with US GAAP and to provide reasonable assurance that assets are safeguarded.
Management assessed the effectiveness of the Company’s internal control over financial reporting as at December 31, 2021, based on the framework established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Based on this assessment, management concluded that the Company maintained effective internal control over financial reporting as at December 31, 2021.
PricewaterhouseCoopers LLP, an Independent Registered Public Accounting Firm appointed by the shareholders of the Company, have conducted an audit of the consolidated financial statements of the Company and its internal control over financial reporting in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) and have issued an unqualified audit report, which is accompanying the consolidated financial statements.
/s/ Al Monaco/s/ Vern D. Yu
Al MonacoVern D. Yu
President & Chief Executive OfficerExecutive Vice President & Chief Financial Officer
February 11, 2022
1
Report of Independent Registered Public Accounting Firm  
To the Shareholders and Board of Directors of Enbridge Inc.  
Opinions on the Financial Statements and Internal Control over Financial Reporting 
We have audited the accompanying consolidated statements of financial position of Enbridge Inc. and its subsidiaries (together, the Company) as of December 31, 2021 and 2020, and the related consolidated statements of earnings, comprehensive income, changes in equity and cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2021, including the related notes (collectively referred to as the consolidated financial statements). We also have audited the Company’s internal control over financial reporting as of December 31, 2021, based on criteria established in Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO). 
In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2021 and 2020, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2021 in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America. Also in our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of December 31, 2021, based on criteria established in Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the COSO. 
Basis for Opinions 
The Company’s management is responsible for these consolidated financial statements, for maintaining effective internal control over financial reporting, and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting, included in the accompanying Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting. Our responsibility is to express opinions on the Company’s consolidated financial statements and on the Company’s internal control over financial reporting based on our audits. We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB) and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB.  
We conducted our audits in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audits to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud, and whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material respects.  
PricewaterhouseCoopers LLP 
111-5th Avenue SW, Suite 3100, Calgary, Alberta, Canada T2P 5L3 
T: +1 403 509 7500, F: +1 403 781 1825 
“PwC” refers to PricewaterhouseCoopers LLP, an Ontario limited liability partnership. 
Our audits of the consolidated financial statements included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. Our audit of internal control over financial reporting included obtaining an understanding of internal control over financial reporting, assessing the risk that a material weakness exists, and testing and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk. Our audits also included performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions.  
Definition and Limitations of Internal Control over Financial Reporting 
A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financial reporting includes those policies and procedures that (i) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the company; (ii) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with generally accepted accounting principles, and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations of management and directors of the company; and (iii) provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements.  
Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. 
Critical Audit Matters  
The critical audit matter communicated below is a matter arising from the current period audit of the consolidated financial statements that was communicated or required to be communicated to the audit committee and that (i) relates to accounts or disclosures that are material to the consolidated financial statements and (ii) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matter below, providing a separate opinion on the critical audit matter or on the accounts or disclosures to which it relates.  
Goodwill impairment assessment As described in Notes 2 and 16 to the consolidated financial statements, the Company’s goodwill balance was $32,775 million at December 31, 2021. As disclosed by management, an annual goodwill impairment assessment is performed at the reporting unit level as of April 1 of each year, or more frequently if events or circumstances indicate that the carrying value of goodwill may be impaired. Management has the option to first assess qualitative factors to determine whether it is necessary to perform the quantitative goodwill impairment assessment. In making the qualitative assessment, management considers macroeconomic trends, changes to regulatory environments, capital accessibility, operating income trends, and changes to industry conditions. The quantitative goodwill impairment assessment involves determining the fair value of the Company’s reporting units and comparing those values to the carrying value of each reporting unit, including goodwill. Fair value is estimated using a combination of discounted cash flow and earnings multiples techniques. The determination of fair value using the discounted cash flow technique requires the use of estimates and assumptions related to discount rates, projected operating income, terminal value growth rates, expected future capital expenditures and working capital levels. The determination of fair value using the earnings multiples technique requires assumptions to be made in relation to maintainable earnings and earnings multipliers for reporting units. In the current year, the quantitative goodwill impairment assessment was performed for the Gas Transmission and Midstream (Gas Transmission) reporting unit, while the qualitative goodwill impairment assessments were performed for the Liquids Pipelines and Gas Distribution and Storage reporting units.  
The principal considerations for our determination that performing procedures relating to the goodwill impairment assessment is a critical audit matter are the significant judgment required by management when (i) developing the significant assumptions related to operating income trends used in the qualitative assessment for all reporting units outside of the Gas Transmission reporting unit, and (ii) developing such significant assumptions as discount rates, projected operating income, expected future capital expenditures and earnings multipliers used to estimate the fair value of the Gas Transmission reporting unit. This led to a high degree of auditor judgment, effort and subjectivity in performing procedures to evaluate the reasonableness of management’s significant assumptions used in the qualitative assessment and the quantitative assessment of the Gas Transmission reporting unit. In addition, the audit effort involved the use of professionals with specialized skill and knowledge to assist in performing the procedures and evaluating the audit evidence obtained over the quantitative assessment. 
Addressing the matter involved performing procedures and evaluating audit evidence in connection with forming our overall opinion on the consolidated financial statements. These procedures included testing the effectiveness of controls relating to management’s goodwill impairment assessment, including controls over (i) the development of significant assumptions related to operating income trends used in the qualitative assessment and (ii) the determination of the fair value estimate of the Gas Transmission reporting unit. These procedures also included, among others (i) evaluating the reasonableness of significant assumptions used by management in the qualitative assessment of the Company’s reporting units, specifically those related to operating income trends and (ii) testing management’s process for developing the fair value estimate of the Gas Transmission reporting unit. Testing management’s process for developing the fair value estimate of the Gas Transmission reporting unit included evaluating the appropriateness of the discounted cash flow and the earnings multiples models; testing the completeness, accuracy, and relevance of underlying data used in the models; and evaluating the reasonableness of significant assumptions used by management in determining the fair value estimate including discount rates, projected operating income, expected future capital expenditures and earnings multipliers. 
Assessing the reasonableness of projected operating income and its trends, and expected future capital expenditures, involved evaluating whether these significant assumptions were reasonable considering the current and past performance of the Company’s reporting units, external industry data, and evidence obtained in other areas of the audit. Professionals with specialized skill and knowledge were used to assist in evaluating the appropriateness of management’s discounted cash flow and earnings multiples models and evaluating the reasonableness of assumptions used in the models, specifically discount rates and earnings multipliers. 
/s/PricewaterhouseCoopers LLP 
Chartered Professional Accountants 
Calgary, Canada February 11, 2022 
We have served as the Company’s auditor since 1949.  
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS
  
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars, except per share amounts)Operating revenues
Commodity sales 26,873   19,259   29,309 
Gas distribution sales 4,026   3,663   4,205 
Transportation and other services 16,172   16,165   16,555 
Total operating revenues (Note 4) 47,071   39,087   50,069 
Operating expenses
Commodity costs 26,608   18,890   28,802 
Gas distribution costs 2,094   1,779   2,202 
Operating and administrative 6,712   6,749   6,991 
Depreciation and amortization 3,852   3,712   3,391 
Impairment of long-lived assets —   —   423 
Total operating expenses 39,266   31,130   41,809 
Operating income 7,805   7,957   8,260 
Income from equity investments (Note 13) 1,711   1,136   1,503 
Impairment of equity investments (Note 13) (111)  (2,351)  — 
Other income/(expense)
Net foreign currency gain 286   181   477 
Gain/(loss) on dispositions 319   (17)  (300) 
Other 374   74   258 
Interest expense (Note 18) (2,655)  (2,790)  (2,663) 
Earnings before income taxes 7,729   4,190   7,535 
Income tax expense (Note 25) (1,415)  (774)  (1,708) 
Earnings 6,314   3,416   5,827 
Earnings attributable to noncontrol ing interests (125)  (53)  (122) 
Earnings attributable to control ing interests 6,189   3,363   5,705 
Preference share dividends (373)  (380)  (383) 
Earnings attributable to common shareholders 5,816   2,983   5,322 
Earnings per common share attributable to common shareholders 
(Note 6) 2.87   1.48   2.64 
Diluted earnings per common share attributable to common 
shareholders (Note 6) 2.87   1.48   2.63 
 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
6
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME
   
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
Earnings  6,314   3,416   5,827 
Other comprehensive income/(loss), net of tax
Change in unrealized gain/(loss) on cash flow hedges 162   (457)  (437) 
Change in unrealized gain on net investment hedges 49   102   281 
Other comprehensive income/(loss) from equity investees (12)  (1)  40 
Excluded components of fair value hedges (5)  5   — 
Reclassification to earnings of loss on cash flow hedges 235   198   127 
Reclassification to earnings of pension and other postretirement 
benefits (OPEB) amounts 21   13   13 
Reclassification to earnings of gain on equity investees (62)  —   — 
Actuarial gain/(loss) on pension and OPEB 394   (167)  (96) 
Foreign currency translation adjustments (507)  (853)  (3,035) 
Other comprehensive income/(loss), net of tax 275   (1,160)  (3,107) 
Comprehensive income  6,589   2,256   2,720 
Comprehensive income attributable to noncontrol ing interests  (95)  (22)  (7) 
Comprehensive income attributable to control ing interests  6,494   2,234   2,713 
Preference share dividends (373)  (380)  (383) 
Comprehensive income attributable to common shareholders  6,121   1,854   2,330 
 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
7
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY
 
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars, except per share amounts)Preference shares (Note 21)
   
Balance at beginning and end of year 7,747   7,747   7,747 
Common shares (Note 21)
Balance at beginning of year 64,768   64,746   64,677 
Shares issued on exercise of stock options 31   22   69 
Balance at end of year 64,799   64,768   64,746 
Additional paid-in capital
Balance at beginning of year 277   187   — 
Stock-based compensation 28   30   34 
Repurchase of noncontrol ing interest —   —   65 
Options exercised (23)   (21)   (61) 
Change in reciprocal interest 98   76   117 
Other (15)   5   32 
Balance at end of year 365   277   187 
Deficit   
Balance at beginning of year (9,995)   (6,314)   (5,538) 
Earnings attributable to control ing interests 6,189   3,363   5,705 
Preference share dividends (373)   (380)   (383) 
Common share dividends declared (6,818)   (6,612)   (6,125) 
Dividends paid to reciprocal shareholder 8   17   18 
Modified retrospective adoption of ASU 2016-13 Financial Instruments - Credit Losses —   (66)   — 
Other —   (3)   9 
Balance at end of year (10,989)   (9,995)   (6,314) 
Accumulated other comprehensive income/(loss) (Note 23)
Balance at beginning of year (1,401)   (272)   2,672 
Other comprehensive income/(loss) attributable to common shareholders, net of tax 305   (1,129)   (2,992) 
Other  —   —   48 
Balance at end of year (1,096)   (1,401)   (272) 
Reciprocal shareholding
Balance at beginning of year (29)   (51)   (88) 
Change in reciprocal interest 29   22   37 
Balance at end of year —   (29)   (51) 
Total Enbridge Inc. shareholders’ equity 60,826   61,367   66,043 
Noncontrol ing interests (Note 20)   
Balance at beginning of year 2,996   3,364   3,965 
Earnings attributable to noncontrol ing interests 125   53   122 
Other comprehensive loss attributable to noncontrol ing interests, net of tax
Change in unrealized loss on cash flow hedges (15)   (6)   (7) 
Foreign currency translation adjustments (15)   (25)   (108) 
  (30)   (31)   (115) 
Comprehensive income attributable to noncontrol ing interests 95   22   7 
Distributions (271)   (300)   (254) 
Contributions 15   23   12 
Redemption of noncontrol ing interests (293)   (112)   (300) 
Repurchase of noncontrol ing interest —   —   (65) 
Other —   (1)   (1) 
Balance at end of year 2,542   2,996   3,364 
Total equity 63,368   64,363   69,407 
Dividends paid per common share 3.34   3.24   2.95 
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
 
8
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS
   
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)Operating activities
   
Earnings 6,314   3,416   5,827 
Adjustments to reconcile earnings to net cash provided by operating activities:
Depreciation and amortization 3,852   3,712   3,391 
Deferred income tax expense (Note 25) 1,091   447   1,156 
Unrealized derivative fair value gain, net (Note 24) (173)  (756)  (1,751) 
Income from equity investments (1,711)  (1,136)  (1,503) 
Distributions from equity investments 1,630   1,392   1,804 
Impairment of long-lived assets —   —   423 
Impairment of equity investments 111   2,351   — 
(Gain)/loss on dispositions (319)  (6)  254 
Other 77   268   56 
Changes in operating assets and liabilities (Note 28) (1,616)  93   (259) 
Net cash provided by operating activities 9,256   9,781   9,398 
Investing activities   
Capital expenditures (7,818)  (5,405)  (5,492) 
Long-term investments and restricted long-term investments (640)  (487)  (1,159) 
Distributions from equity investments in excess of cumulative earnings 533   705   417 
Additions to intangible assets (275)  (215)  (200) 
Acquisitions (3,785)  (24)  — 
Proceeds from dispositions 1,263   265   2,110 
Affiliate loans, net 65   (16)  (314) 
Other —   —   (20) 
Net cash used in investing activities  (10,657)  (5,177)  (4,658) 
Financing activities
Net change in short-term borrowings 394   223   (127) 
Net change in commercial paper and credit facility draws 2,960   1,542   825 
Debenture and term note issues, net of issue costs 8,032   5,230   6,176 
Debenture and term note repayments (2,264)  (4,463)  (4,668) 
Contributions from noncontrol ing interests 15   23   12 
Distributions to noncontrol ing interests (271)  (300)  (254) 
Common shares issued 5   5   18 
Preference share dividends (367)  (380)  (383) 
Common share dividends (6,766)  (6,560)  (5,973) 
Redemption of preferred shares held by subsidiary (Note 20) (415)  —   (300) 
Other (87)  (90)  (71) 
Net cash provided by/(used in) financing activities 1,236   (4,770)  (4,745) 
Effect of translation of foreign denominated cash and cash equivalents and 
restricted cash (5)  (20)  44 
Net increase/(decrease) in cash and cash equivalents and restricted cash (170)  (186)  39 
Cash and cash equivalents and restricted cash at beginning of year 490   676   637 
Cash and cash equivalents and restricted cash at end of year 320   490   676 
Supplementary cash flow information  
Cash paid for income taxes  489   524   571 
Cash paid for interest, net of amount capitalized 2,427   2,538   2,738 
Property, plant and equipment non-cash accruals 831   801   730 
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
9
ENBRIDGE INC.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars; number of shares in mil ions)Assets
  
Current assets
   286   452 
Cash and cash equivalents
Restricted cash 34   38 
Accounts receivable and other (Note 9) 6,862   5,258 
Accounts receivable from affiliates 107   66 
Inventory (Note 10) 1,670   1,536 
  8,959   7,350 
Property, plant and equipment, net (Note 11) 100,067   94,571 
Long-term investments (Note 13) 13,324   13,818 
Restricted long-term investments (Note 14) 630   553 
Deferred amounts and other assets  8,613   8,446 
Intangible assets, net (Note 15) 4,008   2,080 
Goodwil  (Note 16) 32,775   32,688 
Deferred income taxes (Note 25) 488   770 
Total assets 168,864   160,276 
Liabilities and equity
  
Current liabilities
   1,515   1,121 
Short-term borrowings (Note 18)
Accounts payable and other (Note 17) 9,767   9,228 
Accounts payable to affiliates 90   22 
Interest payable 693   651 
Current portion of long-term debt (Note 18) 6,164   2,957 
  18,229   13,979 
Long-term debt (Note 18) 67,961   62,819 
Other long-term liabilities 7,617   8,783 
Deferred income taxes (Note 25) 11,689   10,332 
 105,496   95,913 
Commitments and contingencies (Note 30)Equity
Share capital (Note 21)
Preference shares 7,747   7,747 
Common shares (2,026 outstanding at December 31, 2021 and 2020) 64,799   64,768 
Additional paid-in capital 365   277 
Deficit (10,989)  (9,995) 
Accumulated other comprehensive loss (Note 23) (1,096)  (1,401) 
Reciprocal shareholding —   (29) 
Total Enbridge Inc. shareholders’ equity 60,826   61,367 
Noncontrol ing interests (Note 20) 2,542   2,996 
  63,368   64,363 
Total liabilities and equity 168,864   160,276 
 Variable Interest Entities (VIE) (Note 12)The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
Approved by the Board of Directors:/s/ Gregory L. Ebel
/s/ Teresa S. Madden
Gregory L. EbelTeresa S. Madden
ChairDirector
10
NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
INDEX
  Page
1.  Business Overview12
2.  Significant Accounting Policies13
3.  Changes in Accounting Policies24
4.  Revenue25
5.  Segmented Information30
6.  Earnings per Common Share32
7.  Regulatory Matters32
8.  Acquisitions and Dispositions35
9.  Accounts Receivable and Other38
10.  Inventory38
11.  Property, Plant and Equipment38
12.  Variable Interest Entities39
13.  Long-Term Investments42
14.  Restricted Long-Term Investments44
15.  Intangible Assets45
16.  Goodwil46
17.  Accounts Payable and Other46
18.  Debt47
19.  Asset Retirement Obligations50
20.  Noncontrol ing Interests51
21.  Share Capital51
22.  Stock Option and Stock Unit Plans54
23.  Components of Accumulated Other Comprehensive Income/(Loss) 57
24.  Risk Management and Financial Instruments58
25.  Income Taxes70
26.  Pension and Other Postretirement Benefits73
27.  Leases82
28.  Changes in Operating Assets and Liabilities84
29.  Related Party Transactions84
30.  Commitments and Contingencies85
31.  Guarantees86
32.  Quarterly Financial Data (Unaudited)87
11
1.  BUSINESS OVERVIEW
The terms "we," "our," "us" and "Enbridge" as used in this report refer col ectively to Enbridge Inc. and its subsidiaries unless the context suggests otherwise. These terms are used for convenience only and are not intended as a precise description of any separate legal entity within Enbridge. Enbridge is a publicly traded energy transportation and distribution company. We conduct our business through five business segments: Liquids Pipelines, Gas Transmission and Midstream, Gas Distribution and Storage, Renewable Power Generation, and Energy Services. These reporting segments are strategic business units established by senior management to facilitate the achievement of our long-term objectives, to aid in resource al ocation decisions and to assess operational performance.
LIQUIDS PIPELINESLiquids Pipelines consists of pipelines and terminals in Canada and the United States (US) that transport various grades of crude oil and other liquid hydrocarbons, including the Mainline System, Regional Oil Sands System, Gulf Coast and Mid-Continent, Southern Lights Pipeline, Express-Platte System, Bakken System, and Feeder Pipelines and Other. This segment also includes Moda Midstream Operating, LLC (Moda) which was acquired on October 12, 2021 (Note 8) and is a component of Gulf Coast and Mid-Continent.
GAS TRANSMISSION AND MIDSTREAMGas Transmission and Midstream consists of our investments in natural gas pipelines and gathering and processing facilities in Canada and the US, including US Gas Transmission, Canadian Gas Transmission, US Midstream and Other.
GAS DISTRIBUTION AND STORAGEGas Distribution and Storage consists of our natural gas utility operations, the core of which is Enbridge Gas Inc. (Enbridge Gas), which serves residential, commercial and industrial customers located throughout Ontario. This business segment also includes natural gas distribution activities in Québec and an investment in Noverco Inc. (Noverco). We sold our investment in Noverco to Trencap L.P. on December 30, 2021 (Note 13).
RENEWABLE POWER GENERATIONRenewable Power Generation consists primarily of investments in wind and solar assets, as wel  as geothermal, waste heat recovery and transmission assets. In North America, assets are primarily located in the provinces of Alberta, Saskatchewan, Ontario and Québec, and in the states of Colorado, Texas, Indiana and West Virginia. We also have offshore wind assets in operation and under development in the United Kingdom, Germany and France.
ENERGY SERVICESOur Energy Services businesses in Canada and the US undertake physical commodity marketing activity and logistical services to manage our volume commitments on various pipeline systems. Energy Services also provides energy marketing services to North American refiners, producers and other customers.
ELIMINATIONS AND OTHERIn addition to the business segments noted above, Eliminations and Other includes operating and administrative costs that are not al ocated to business segments as wel  as a foreign exchange hedging program. Eliminations and Other also includes new business development activities and corporate investments.
12
2.  SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES
These consolidated financial statements are prepared in accordance with accounting principles general y accepted in the United States of America (US GAAP). Amounts are stated in Canadian dol ars unless otherwise noted. As a Securities and Exchange Commission (SEC) registrant, we are permitted to use US GAAP for the purposes of meeting both our Canadian and US continuous disclosure requirements.
BASIS OF PRESENTATION AND USE OF ESTIMATESThe preparation of financial statements in conformity with US GAAP requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets, liabilities, revenues and expenses, as wel  as the disclosure of contingent assets and liabilities in the consolidated financial statements. Significant estimates and assumptions used in the preparation of the consolidated financial statements include, but are not limited to: variable consideration included in revenue (Note 4); carrying values of regulatory assets and liabilities (Note 7); purchase price al ocations (Note 8); unbil ed revenues; expected credit losses; depreciation rates and carrying value of property, plant and equipment (Note 11); amortization rates and carrying value of intangible assets (Note 15); measurement of goodwil  (Note 16); fair value of asset retirement obligations (ARO) (Note 19); valuation of stock-based compensation (Note 22); fair value of financial instruments (Note 24); provisions for income taxes (Note 25); assumptions used to measure retirement benefits and OPEB (Note 26); commitments and contingencies (Note 30); and estimates of losses related to environmental remediation obligations (Note 30). Actual results could differ from these estimates.
Certain comparative figures in our consolidated financial statements have been reclassified to conform to the current year's presentation.
PRINCIPLES OF CONSOLIDATIONThe consolidated financial statements include our accounts and accounts of our subsidiaries and VIEs for which we are the primary beneficiary. A VIE is a legal entity that does not have sufficient equity at risk to finance its activities without additional subordinated financial support or is structured such that equity investors lack the ability to make significant decisions relating to the entity’s operations through voting rights or do not substantively participate in the gains and losses of the entity. Upon inception of a contractual agreement, we perform an assessment to determine whether the arrangement contains a variable interest in a legal entity and whether that legal entity is a VIE. The primary beneficiary has both the power to direct the activities of the VIE that most significantly impact the entity’s economic performance and the obligation to absorb losses or the right to receive benefits from the VIE entity that could potential y be significant to the VIE. Where we conclude that we are the primary beneficiary of a VIE, we consolidate the accounts of that VIE. We assess al  variable interests in the entity and use our judgment when determining if we are the primary beneficiary. Other qualitative factors that are considered include decision-making responsibilities, the VIE capital structure, risk and rewards sharing, contractual agreements with the VIE, voting rights and level of involvement of other parties. We assess the primary beneficiary determination for a VIE on an ongoing basis if there are changes in the facts and circumstances related to a VIE. If an entity is determined to not be a VIE, the voting interest entity model is applied, where an investor holding the majority voting rights consolidates the entity. The consolidated financial statements also include the accounts of any limited partnerships where we represent the general partner and, based on al  facts and circumstances, control such limited partnerships, unless the limited partner has substantive participating rights or substantive kick-out rights. For certain investments where we retain an undivided interest in assets and liabilities, we record our proportionate share of assets, liabilities, revenues and expenses.
13
Al  significant intercompany accounts and transactions are eliminated upon consolidation. Ownership interests in subsidiaries represented by other parties that do not control the entity are presented in the consolidated financial statements as activities and balances attributable to noncontrol ing interests. Investments and entities over which we exercise significant influence are accounted for using the equity method.
REGULATIONCertain parts of our businesses are subject to regulation by various authorities including, but not limited to, the Canada Energy Regulator (CER), the Federal Energy Regulatory Commission (FERC), the Alberta Energy Regulator, the Ontario Energy Board (OEB) and La Régie de l’energie du Québec. Regulatory bodies exercise statutory authority over matters such as construction, rates and ratemaking and agreements with customers. To recognize the economic effects of the actions of the regulator, the timing of recognition of certain revenues and expenses in these operations may differ from that otherwise expected under US GAAP for non-rate-regulated entities.
Regulatory assets represent amounts that are expected to be recovered from customers in future periods through rates. Regulatory liabilities represent amounts that are expected to be refunded to customers in future periods through rates or expected to be paid to cover future abandonment costs in relation to the CER’s Land Matters Consultation Initiative (LMCI). Regulatory assets are assessed for impairment if we identify an event indicative of possible impairment. The recognition of regulatory assets and liabilities is based on the actions, or expected future actions, of the regulator. To the extent that the regulator’s actions differ from our expectations, the timing and amount of recovery or settlement of regulatory balances could differ significantly from those recorded. In the absence of rate regulation, we would general y not recognize regulatory assets or liabilities and the earnings impact would be recorded in the period the expenses are incurred or revenues are earned. A regulatory asset or liability is recognized in respect of deferred income taxes when it is expected the amounts wil  be recovered or settled through future regulator-approved rates. We believe that the recovery of our regulatory assets as at December 31, 2021 is probable over the periods described in Note 7 - Regulatory Matters.
Al owance for funds used during construction (AFUDC) is included in the cost of property, plant and equipment and is depreciated over future periods as part of the total cost of the related asset. AFUDC includes both an interest component and, if approved by the regulator, a cost of equity component, which are both capitalized based on rates set out in a regulatory agreement. The corresponding impact on earnings is included in Interest expense for the interest component and Other income/(expense) for the equity component. In the absence of rate regulation, we would capitalize interest using a capitalization rate based on our cost of borrowing, whereas the capitalized equity component, the corresponding earnings during the construction phase and the subsequent depreciation relating to the equity component would not be recognized.
Under the pool method prescribed by certain regulators, it is not possible to identify the carrying value of the equity component of AFUDC or its effect on depreciation. Similarly, gains and losses on the retirement of certain specific fixed assets in any given year cannot be identified or quantified.
With the approval of regulators, certain operations capitalize a percentage of specified operating costs. These operations are authorized to charge depreciation and earn a return on the net book value of such capitalized costs in future years. In the absence of rate regulation, a portion of such operating costs would be charged to earnings in the year incurred.
For certain regulated operations to which US GAAP guidance for phase-in plans applies, negotiated depreciation rates recovered in transportation tol s may be less than the depreciation expense calculated in accordance with US GAAP in early years of long-term contracts but recovered in future periods when tol s exceed depreciation. Depreciation expense on such assets is recorded in accordance with US GAAP and no regulatory asset is recorded.
14
REVENUE RECOGNITIONFor businesses that are not rate-regulated, revenues are recorded when products have been delivered or services have been performed, the amount of revenue can be reliably measured and col ectability is reasonably assured. Customer creditworthiness is assessed prior to agreement signing, as wel  as throughout the contract duration. Certain revenues from liquids and gas pipeline businesses are recognized under the terms of committed delivery contracts rather than the cash tol s received.
Long-term take-or-pay contracts, under which shippers are obligated to pay fixed amounts ratably over the contract period regardless of volumes shipped, may contain make-up rights. Make-up rights are earned by shippers when minimum volume commitments are not utilized during the period but under certain circumstances can be used to offset overages in future periods, subject to expiry. We recognize revenues associated with make-up rights at the earlier of when the make-up volume is shipped, the make-up right expires or when it is determined that the likelihood that the shipper wil  utilize the make-up right is remote.
Certain offshore pipeline transportation contracts require us to provide transportation services for the life of the underlying producing fields. Under these arrangements, shippers pay us a fixed monthly tol  for a defined period of time which may be shorter than the estimated reserve life of the underlying producing fields, resulting in a contract period which extends past the period of cash col ection. Fixed monthly tol  revenues are recognized ratably over the committed volume made available to shippers throughout the contract period, regardless of when cash is received. 
For the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, cash received net of revenue recognized for contracts under make-up rights and similar deferred revenue arrangements was $127 mil ion, $292 mil ion and $169 mil ion, respectively.
For rate-regulated businesses, revenues are recognized in a manner that is consistent with the underlying agreements as approved by the regulators. Natural gas utility revenues are recorded based on regular meter readings and estimates of customer usage from the last meter reading to the end of the reporting period. Estimates are based on historical consumption patterns and heating degree days experienced. Heating degree days is a measure of coldness that is indicative of volumetric requirements for natural gas utilized for heating purposes in our distribution franchise areas.
Our Energy Services segment enters into commodity purchase and sale arrangements that are recorded on a gross basis as the related contracts are not held for trading purposes and we are acting as the principal in the transactions.
Our largest non-affiliated customer accounted for approximately 13.5% of our third-party revenues for the year ended December 31, 2021 and 13.6% for the year ended December 31, 2020. No non-affiliated customer exceeded 10% of our third-party revenues for the year ended December 31, 2019. DERIVATIVE INSTRUMENTS AND HEDGINGNon-qualifying DerivativesNon-qualifying derivative instruments are used primarily to economical y hedge foreign exchange, interest rate and commodity price earnings exposure. Non-qualifying derivatives are measured at fair value with changes in fair value recognized in earnings in Commodity sales, Transportation and other services revenue, Commodity costs, Operating and administrative expense, Net foreign currency gain/(loss) and Interest expense.
15
Derivatives in Qualifying Hedging RelationshipsWe use derivative financial instruments to manage our exposure to changes in commodity prices, foreign exchange rates, interest rates and certain compensation tied to our share price. Hedge accounting is optional and requires us to document the hedging relationship and test the hedging item’s effectiveness in offsetting changes in fair values or cash flows of the underlying hedged item on an ongoing basis. We present the earnings effects of hedging items with the hedged transaction. Derivatives in qualifying hedging relationships are categorized as cash flow hedges, fair value hedges or net investment hedges.
Cash Flow HedgesWe use cash flow hedges to manage our exposure to changes in commodity prices, foreign exchange rates, interest rates and certain compensation tied to our share price. The change in the fair value of a cash flow hedging instrument is recorded in Other comprehensive income/(loss) (OCI) and is reclassified to earnings when the hedged item impacts earnings.
If a derivative instrument designated as a cash flow hedge ceases to be effective or is terminated, hedge accounting is discontinued and the gain or loss at that date is deferred in OCI and recognized in earnings concurrently with the related transaction. If an anticipated hedged transaction is no longer probable, the gain or loss is recognized immediately in earnings. Subsequent gains and losses from derivative instruments for which hedge accounting has been discontinued are recognized in earnings in the period in which they occur.
Fair Value HedgesWe may use fair value hedges to hedge the fair value of debt instruments. The change in the fair value of the hedging instrument is recorded in earnings with changes in the fair value of the hedged risk of the asset or liability that is designated as part of the hedging relationship. If a fair value hedge is discontinued or ceases to be effective, the hedged risk of the asset or liability ceases to be remeasured at fair value and the cumulative fair value adjustment to the carrying value of the hedged item is recognized in earnings over the remaining life of the hedged item.
Net Investment HedgesGains and losses arising from the translation of our net investment in foreign operations from their functional currencies to Enbridge’s Canadian dol ar presentation currency are included in cumulative translation adjustments (CTA), a component of OCI. We currently have designated a portion of our US dol ar denominated debt, as wel  as a portfolio of foreign exchange forward contracts in prior periods, as a hedge of our net investment in US dol ar denominated investments and subsidiaries. As a result, the change in fair value of the foreign currency derivatives as wel  as the translation of US dol ar denominated debt are reflected in OCI. Amounts recognized previously in Accumulated other comprehensive income/(loss) (AOCI) are reclassified to earnings when there is a reduction of the hedged net investment resulting from the disposal of a foreign operation.
Classification of DerivativesWe recognize the fair value of derivative instruments in the Consolidated Statements of Financial Position as current and non-current assets or liabilities depending on the timing of settlements and the resulting cash flows associated with the instruments. Fair value amounts related to cash flows occurring beyond one year are classified as non-current.
Cash inflows and outflows related to derivative instruments are classified as Operating activities in the Consolidated Statements of Cash Flows.
Balance Sheet OffsetAssets and liabilities arising from derivative instruments may be offset in the Consolidated Statements of Financial Position when we have the legal right and intention to settle them on a net basis.
16
Transaction CostsTransaction costs are incremental costs directly related to the acquisition of a financial asset or the issuance of a financial liability. We incur transaction costs primarily from the issuance of debt and account for these costs as a reduction to Long-term debt in the Consolidated Statements of Financial Position. These costs are amortized using the effective interest rate method over the term of the related debt instrument and are recorded in Interest expense.
EQUITY INVESTMENTSEquity investments over which we exercise significant influence, but do not have control ing financial interests, are accounted for using the equity method. Equity investments are initial y measured at cost and are adjusted for our proportionate share of undistributed equity earnings or loss. Equity investments are increased for contributions made to, and decreased for distributions received from, the investee. To the extent an equity investee undertakes activities necessary to commence its planned principal operations, we capitalize interest costs associated with the investment during such period.
RESTRICTED LONG-TERM INVESTMENTSLong-term investments that are restricted as to withdrawal or usage, for the purposes of the CER’s LMCI, are presented as Restricted long-term investments in the Consolidated Statements of Financial Position.
OTHER INVESTMENTSGeneral y, we classify equity investments in entities over which we do not exercise significant influence and that do not have readily determinable fair values as other investments measured using the fair value measurement alternative (FVMA). These investments are recorded at cost minus impairment, if any, plus or minus the impact of observable price changes occurring in orderly transactions for an identical or similar investment of the same issuer. Investments in equity securities measured using the FVMA are reviewed for impairment each reporting period and written down to their fair value if objective evidence of impairment is identified. Equity investments with readily determinable fair values are measured at fair value through earnings. Dividends received from investments in equity securities are recognized in earnings when the right to receive payment is established.
Investments in debt securities are classified as available-for-sale and measured at fair value through OCI.
NONCONTROLLING INTERESTSNoncontrol ing interests represent ownership interests attributable to third parties in certain consolidated subsidiaries. The portion of equity not owned by us in such entities is reflected as Noncontrol ing interests within the equity section of the Consolidated Statements of Financial Position.
INCOME TAXESIncome taxes are accounted for using the liability method. Deferred income tax assets and liabilities are recorded based on temporary differences between the tax bases of assets and liabilities and their carrying values for accounting purposes. Deferred income tax assets and liabilities are measured using the tax rate that is expected to apply when the temporary differences reverse. For our regulated operations, a deferred income tax liability or asset is recognized with a corresponding regulatory asset or liability, respectively, to the extent that taxes can be recovered through rates. Any interest and/or penalty incurred related to tax is reflected in Income tax expense.
17
FOREIGN CURRENCY TRANSACTIONS AND TRANSLATIONForeign currency transactions are those transactions whose terms are denominated in a currency other than the currency of the primary economic environment in which Enbridge or a reporting subsidiary operates, referred to as the functional currency. Transactions denominated in foreign currencies are translated to the functional currency using the exchange rate prevailing at the date of the transaction. Monetary assets and liabilities denominated in foreign currencies are translated to the functional currency using the exchange rate in effect as at the balance sheet date. Exchange gains and losses resulting from the translation of monetary assets and liabilities are included in the Consolidated Statements of Earnings in the period in which they arise.
Gains and losses arising from the translation of foreign operations' functional currencies to our Canadian dol ar presentation currency are included in the CTA component of AOCI and are recognized in earnings upon sale of the foreign operation. Asset and liability accounts are translated at the exchange rates in effect as at the balance sheet date, while revenues and expenses are translated using monthly average exchange rates.
CASH AND CASH EQUIVALENTSCash and cash equivalents include short-term investments with a term to maturity of three months or less when purchased.
RESTRICTED CASHCash and cash equivalents that are restricted as to withdrawal or usage, in accordance with specific commercial arrangements, are presented as Restricted cash in the Consolidated Statements of Financial Position.
LOANS AND RECEIVABLESAffiliate long-term notes receivable are measured at amortized cost using the effective interest rate method, net of any impairment losses recognized. Accounts receivable and other are measured at cost. Interest income is recognized in earnings as it is earned with the passage of time.
CURRENT EXPECTED CREDIT LOSSESFor accounts receivable, a loss al owance matrix is utilized to measure lifetime expected credit losses. The matrix contemplates historical credit losses by age of receivables, adjusted for any forward-looking information and management expectations. Other loan receivables and applicable off-balance sheet commitments utilize a discounted cash flow methodology which calculates the current expected credit losses based on historical default probability rates associated with the credit rating of the counterparty and the related term of the loan or commitment, adjusted for forward-looking information and management expectations.
NATURAL GAS IMBALANCESThe Consolidated Statements of Financial Position include balances as a result of differences in gas volumes received from, and delivered for, customers. As settlement of certain imbalances is in-kind, changes in the balances do not have an effect on our Consolidated Statements of Earnings or Consolidated Statements of Cash Flows. Most natural gas volumes owed to or by us are valued at natural gas market index prices as at the balance sheet dates.
18
INVENTORYInventory is comprised of natural gas held in storage by Enbridge Gas, crude oil and natural gas held primarily by businesses in the Energy Services segment and materials and supplies. Natural gas held in storage by Enbridge Gas is recorded at the quarterly prices approved by the OEB in the determination of distribution rates. The actual price of gas purchased may differ from the OEB approved price. The difference between the approved price and the actual cost of gas purchased is deferred as a liability for future refund, or as an asset for col ection as approved by the OEB. Other inventory is recorded at the lower of cost, as determined on a weighted average basis, or market value. Upon disposition, other commodities inventory is recorded to Commodity costs in the Consolidated Statements of Earnings at the weighted average cost of inventory, including any adjustments recorded to reduce inventory to market value. Materials and supplies inventory is recorded at the lower of average cost or net realizable value.
PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENTProperty, plant and equipment is recorded at historical cost. Expenditures for construction, expansion, major renewals and betterments are capitalized. Maintenance and repair costs are expensed as incurred. Expenditures for project development are capitalized if they are expected to have future benefit. We capitalize interest incurred during construction for non-rate-regulated assets. For rate-regulated assets, AFUDC is included in the cost of property, plant and equipment and is depreciated over future periods as part of the total cost of the related asset. AFUDC includes both an interest component and, if approved by the regulator, a cost of equity component. Two primary methods of depreciation are utilized. For distinct assets, depreciation is general y provided on a straight-line basis over the estimated useful lives of the assets commencing when the asset is placed in-service. For largely homogeneous groups of assets with comparable useful lives, the pool method of accounting for property, plant and equipment is fol owed whereby similar assets are grouped and depreciated as a pool. When group assets are retired or otherwise disposed of, gains and losses are general y not reflected in earnings but are booked as an adjustment to accumulated depreciation.
LEASESWe recognize an arrangement as a lease when a customer has the right to obtain substantial y al  of the economic benefits from the use of an asset, as wel  as the right to direct the use of the asset. We recognize right-of-use (ROU) assets and the related lease liabilities in the Consolidated Statements of Financial Position for operating lease arrangements with a term of 12 months or longer. We do not separate non-lease components from the associated lease components of our lessee contracts and account for both components as a single lease component. We combine lease and non-lease components within a contract for operating lessor leases when certain conditions are met. ROU assets are assessed for impairment using the same approach applied for other long-lived assets.
Lease liabilities and ROU assets require the use of judgment and estimates which are applied in determining the term of a lease, appropriate discount rates, whether an arrangement contains a lease, whether there are any indicators of impairment for ROU assets and whether any ROU assets should be grouped with other long-lived assets for impairment testing.
DEFERRED AMOUNTS AND OTHER ASSETSDeferred amounts and other assets primarily consists of costs that regulatory authorities have permitted, or are expected to permit, to be recovered through future rates, including: deferred income taxes; the fair value adjustment to long-term debt; actual cost of removal of previously retired or decommissioned plant assets; and actuarial gains and losses arising from defined benefit pension plans.
19
INTANGIBLE ASSETSIntangible assets consist primarily of certain software costs, customer relationships and emission al owances. We capitalize costs incurred during the application development stage of internal use software projects. Customer relationships represent the underlying relationship from long-term agreements with customers that are capitalized upon acquisition. Intangible assets are general y amortized on a straight-line basis over their expected lives, commencing when the asset is available for use, with the exception of emission al owances, which are not amortized as they wil  be used to satisfy compliance obligations as they come due.
GOODWILLGoodwil  represents the excess of the purchase price over the fair value of net identifiable assets upon acquisition of a business. The carrying value of goodwil , which is not amortized, is assessed for impairment annual y or more frequently if events or changes in circumstances arise that suggest the carrying value of goodwil  may be impaired. We perform our annual review of the goodwil  balance on April 1.
We perform our annual review for impairment at the reporting unit level, which is identified by assessing whether the components of our operating segments constitute businesses for which discrete information is available, whether segment management regularly reviews the operating results of those components and whether the economic and regulatory characteristics are similar.
We have the option to first assess qualitative factors to determine whether it is necessary to perform the quantitative goodwil  impairment assessment. When performing a qualitative assessment, we determine the drivers of fair value for each reporting unit and evaluate whether those drivers have been positively or negatively affected by relevant events and circumstances since the last fair value assessment. Our evaluation includes, but is not limited to, the assessment of macroeconomic trends, regulatory environments, capital accessibility, operating income trends and industry conditions. Based on our assessment of qualitative factors, if we determine it is more likely than not that the fair value of the reporting unit is less than its carrying amount, a quantitative goodwil  impairment assessment is performed.
The quantitative goodwil  impairment assessment involves determining the fair value of our reporting units and comparing those values to the carrying value of each reporting unit. If the carrying value of a reporting unit, including al ocated goodwil , exceeds its fair value, goodwil  impairment is measured at the amount by which the reporting unit’s carrying value exceeds its fair value. This amount should not exceed the carrying amount of goodwil . The fair value of our reporting units is estimated using a combination of discounted cash flow and earnings multiples techniques. The determination of fair value using the discounted cash flow technique requires the use of estimates and assumptions related to discount rates, projected operating income, terminal value growth rates, capital expenditures and working capital levels. Cash flow projections include significant judgments and assumptions relating to discount rates and expected future capital expenditures. The determination of fair value using the earnings multiples technique requires assumptions to be made in relation to maintainable earnings and earnings multipliers for reporting units.
The al ocation of goodwil  to held-for-sale and disposed businesses is based on the relative fair value of businesses included in the relevant reporting unit.
On April 1, 2021, we performed a quantitative goodwil  impairment assessment for the Gas Transmission and Midstream reporting unit and qualitative assessments for the Liquids Pipelines and Gas Distribution and Storage reporting units. Our goodwil  impairment assessments did not result in an impairment charge. Also, we did not identify any indicators of goodwil  impairment during the remainder of 2021.
20
IMPAIRMENTWe review the carrying values of our long-lived assets as events or changes in circumstances warrant. If it is determined that the carrying value of an asset exceeds its expected undiscounted cash flows, we wil  calculate fair value based on the discounted cash flows and write the asset down to the extent that the carrying value exceeds the fair value.
With respect to investments in debt securities and equity investments, we assess at each balance sheet date whether there is objective evidence that a financial asset is impaired by completing a quantitative or qualitative analysis of factors impacting the investment. If there is objective evidence of impairment, we value the expected discounted cash flows using observable market inputs. We determine whether the decline below carrying value is other-than-temporary for equity method investments or is due to a credit loss for investments in debt securities. If the decline is determined to be other-than-temporary for equity method investments or is due to a credit loss for investments in debt securities, an impairment charge is recorded in earnings with an offsetting reduction to the carrying value of the asset.
ASSET RETIREMENT OBLIGATIONSARO associated with the retirement of long-lived assets are measured at fair value and recognized as Accounts payable and other or Other long-term liabilities in the period in which they can be reasonably determined. Fair value approximates the cost a third party would charge to perform the tasks necessary to retire such assets and is recognized at the present value of expected future cash flows. ARO are added to the carrying value of the associated asset and depreciated over the asset’s useful life. The corresponding liability is accreted over time through charges to earnings and is reduced by actual costs of decommissioning and reclamation. Our estimates of retirement costs could change as a result of changes in cost estimates and regulatory requirements. Currently, for the majority of our assets, it is not possible to make a reasonable estimate of ARO due to the indeterminate timing and scope of the asset retirements.
PENSION AND OTHER POSTRETIREMENT BENEFITSWe sponsor defined benefit and defined contribution pension plans, and defined benefit OPEB plans, which provide group health care, life insurance benefits and other postretirement benefits.
Defined benefit pension obligation and net periodic benefit cost are estimated using the projected unit credit method, which incorporates management’s best estimates of future salary levels, other cost escalations, retirement ages of employees and other actuarial factors, including discount rates and mortality. The OPEB benefit obligation and net periodic benefit cost are estimated using the projected unit credit method, where benefits are attributed to years of service, taking into consideration projection of benefit costs.
We use mortality tables issued by the Society of Actuaries in the US (revised in 2021) and the Canadian Institute of Actuaries (revised in 2014) to measure the benefit obligations of our US pension plans (the US Plans) and our Canadian pension plans (the Canadian Plans), respectively.
We determine discount rates by reference to rates of high-quality long-term corporate bonds with maturities that approximate the timing of future payments we anticipate making under each of the respective plans.
Funded pension and OPEB plan assets are measured at fair value. The expected return on funded pension and OPEB plan assets is determined using market-related values and assumptions on the invested asset mix consistent with the investment policies relating to the plan assets. The market-related values reflect estimated return on investments consistent with long-term historical averages for similar assets.
21
Actuarial gains and losses arise from the difference between the actual and expected rate of return on plan assets for that period (for funded pension and OPEB plans) or from changes in actuarial assumptions used to determine the accrued benefit obligation, including discount rate, changes in headcount and salary inflation experience.
The excess of the fair value of a plan’s assets over the fair value of a plan’s benefit obligation is recognized as Deferred amounts and other assets in the Consolidated Statements of Financial Position. The excess of the fair value of a plan’s benefit obligation over the fair value of a plan’s assets is recognized as Accounts payable and other and Other long-term liabilities in the Consolidated Statements of Financial Position.
Net periodic benefit cost is charged to earnings and includes:
• cost of benefits provided in exchange for employee services rendered during the year (current 
service cost);
• interest cost of plan obligations;• expected return on plan assets (for funded pension and OPEB plans);• amortization of prior service costs on a straight-line basis over the expected average remaining 
service period of the active employee group covered by the plans; and
• amortization of cumulative unrecognized net actuarial gains and losses in excess of 10% of the 
greater of the accrued benefit obligation or the fair value of plan assets, over the expected average remaining service life of the active employee group covered by the plans.
Cumulative unrecognized net actuarial gains and losses and prior service costs arising from defined benefit pension plans for our non-utility operations and from defined benefit OPEB plans are presented as a component of AOCI in the Consolidated Statements of Changes in Equity. Any unrecognized actuarial gains and losses and prior service costs and credits related to those plans that arise during the period are recognized as a component of OCI, net of tax. Cumulative unrecognized net actuarial gains and losses and prior service costs arising from defined benefit pension plans for our utility operations, which have been permitted or are expected to be permitted by the regulators, to be recovered through future rates, are presented as a component of Deferred amounts and other assets in the Consolidated Statements ofFinancial Position.
Our utility operations also record regulatory adjustments to reflect the difference between certain net periodic benefit costs for accounting purposes and net periodic benefit costs for ratemaking purposes. Offsetting regulatory assets or liabilities are recorded to the extent net periodic benefit costs are expected to be col ected from or refunded to customers, respectively, in future rates. In the absence of rate regulation, regulatory assets or liabilities would not be recorded and net periodic benefit costs would be charged to earnings and OCI on an accrual basis.
For defined contribution plans, contributions made by us are expensed in the period in which the contribution occurs.
STOCK-BASED COMPENSATIONIncentive Stock Options (ISO) granted are recorded using the fair value method. Under this method, compensation expense is measured at the grant date based on the fair value of the ISO granted as calculated by the Black-Scholes-Merton model and is recognized on a straight-line basis over the shorter of the vesting period or the period to early retirement eligibility, with a corresponding credit to Additional paid-in capital. Balances in Additional paid-in capital are transferred to Share capital when the options are exercised.
22
Performance Stock Units (PSU) and Restricted Stock Units (RSU) are cash settled awards for which the related liability is remeasured each reporting period. PSUs vest at the completion of a three-year term and RSUs vest one-third annual y from the grant date. During the vesting term, compensation expense is recorded based on the number of units outstanding and the current market price of Enbridge’s shares with an offset to Accounts payable and other or to Other long-term liabilities. The value of the PSUs is also dependent on our performance relative to performance targets set out under the plan.
COMMITMENTS, CONTINGENCIES AND ENVIRONMENTAL LIABILITIESWe expense or capitalize, as appropriate, expenditures for ongoing compliance with environmental regulations that relate to past or current operations. We expense costs incurred for remediation of existing environmental contamination caused by past operations that do not benefit future periods by preventing or eliminating future contamination. We record liabilities for environmental matters when assessments indicate that remediation efforts are probable and the costs can be reasonably estimated. Estimates of environmental liabilities are based on currently available facts, existing technology and presently enacted laws and regulations, taking into consideration the likely effects of inflation and other factors. These amounts also consider prior experience in remediating contaminated sites, other companies’ clean-up experience and data released by government organizations. Our estimates are subject to revision in future periods based on actual costs or new information and are included in Accounts payable and other and Other long-term liabilities in the Consolidated Statements of Financial Position at their undiscounted amounts. There is always a potential of incurring additional costs in connection with environmental liabilities due to variations in any or al  of the categories described above, including modified or revised requirements from regulatory agencies, in addition to fines and penalties, as wel  as expenditures associated with litigation and settlement of claims. We evaluate recoveries from insurance coverage separately from the liability and, when recovery is probable, we record and report an asset separately from the associated liability in the Consolidated Statements of Financial Position.
Liabilities for other commitments and contingencies are recognized when, after ful y analyzing available information, we determine it is either probable that an asset has been impaired, or that a liability has been incurred, and the amount of impairment or loss can be reasonably estimated. When a range of probable loss can be estimated, we recognize the most likely amount, or if no amount is more likely than another, the minimum of the range of probable loss is accrued. We expense legal costs associated with loss contingencies as such costs are incurred.
23
3.  CHANGES IN ACCOUNTING POLICIES
CHANGES IN ACCOUNTING POLICIESThere were no changes in accounting policies during the year ended December 31, 2021.
ADOPTION OF NEW ACCOUNTING STANDARDSAccounting for Contract Assets and Liabilities from Contracts with Customers in a Business CombinationEffective November 1, 2021, we adopted Accounting Standards Update (ASU) 2021-08 on a retrospective basis beginning January 1, 2021. The new standard was issued in October 2021 to amend business combination accounting specific to contract assets and contract liabilities resulting from contracts with customers, requiring measurement in accordance with Accounting Standards Codification (ASC) 606. The ASU is also applicable to contract assets and contract liabilities from other contracts to which ASC 606 applies, such as contract liabilities from the sale of nonfinancial assets within the scope of ASC 610-20. The adoption of this ASU did not have a material impact on our consolidated financial statements.
Reference Rate ReformFor eligible hedging relationships existing as at January 1, 2021 and prospectively, we have applied the optional expedient in ASU 2020-04 whereby the modification of the hedging instrument does not result in an automatic hedging relationship de-designation. The adoption of this ASU did not have a material impact on our consolidated financial statements.
Clarifying Interaction Between Equity Securities, Equity Method Investments and DerivativesEffective January 1, 2021, we adopted ASU 2020-01 on a prospective basis. The new standard was issued in January 2020 and clarifies that observable transactions should be considered for the purpose of applying the measurement alternative in accordance with ASC 321 Investments - Equity Securities immediately before the application or upon discontinuance of the equity method of accounting. Furthermore, the ASU clarifies that forward contracts or purchased options on equity securities are not out of scope of ASC 815 Derivatives and Hedging guidance only because, upon the contracts' exercise, the equity securities could be accounted for under the equity method of accounting or fair value option. The adoption of this ASU did not have a material impact on our consolidated financial statements.
Accounting for Income TaxesEffective January 1, 2021, we adopted 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 ASC 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.
FUTURE ACCOUNTING POLICY CHANGESDisclosures About Government AssistanceASU 2021-10 was issued in November 2021 to increase the transparency of government assistance to business entities. The ASU adds new disclosure requirements for transactions with government 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. ASU 2021-10 is effective January 1, 2022 and can be applied either prospectively or retrospectively with early adoption permitted. The adoption of ASU 2021-10 is not expected to have a material impact on our consolidated financial statements.
24
Accounting for Certain Lessor Leases with Variable Lease PaymentsASU 2021-05 was issued in July 2021 to amend lessor accounting for certain leases with variable lease payments that do not depend on a reference index or a rate and would have resulted in the recognition of a loss at lease commencement if classified as a sales-type or a direct financing lease. The ASU amends the classification requirements of such leases for lessors to result in an operating lease classification. ASU 2021-05 is effective January 1, 2022 and can be applied either retrospectively or prospectively with early adoption permitted. The adoption of ASU 2021-05 is not expected to have a material impact on our consolidated financial statements.
Accounting for Modifications or Exchanges of Certain Equity-Classified ContractsASU 2021-04 was issued in May 2021 to clarify issuer accounting for modifications or exchanges of freestanding equity-classified written cal  options that remain equity classified after modification or exchange. The ASU requires an issuer to determine the accounting for the modification or exchange based on the economic substance of the modification or exchange. ASU 2021-04 is effective January 1, 2022 and should be applied prospectively. The adoption of ASU 2021-04 is not expected to have a material impact on our consolidated financial statements.
Accounting for Convertible Instruments and Contracts in an Entity’s Own EquityASU 2020-06 was issued in August 2020 to simplify accounting for certain financial instruments. The ASU eliminates the current models that require separation of beneficial conversion and cash conversion features from convertible instruments and simplifies the derivative scope exception guidance pertaining to equity classification of contracts in an entity’s own equity. The ASU also introduces additional disclosures for convertible debt and freestanding instruments that are indexed to and settled in an entity’s own equity. The ASU amends the diluted earnings per share guidance, including the requirement to use if-converted method for al  convertible instruments and an update for instruments that can be settled in either cash or shares. ASU 2020-06 is effective January 1, 2022 and should be applied on a ful  or modified retrospective basis. The adoption of ASU 2020-06 is not expected to have a material impact on our consolidated financial statements.
4.  REVENUE
REVENUE FROM CONTRACTS WITH CUSTOMERSMajor Products and Services
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other ConsolidatedYear ended December 31, 2021(mil ions of Canadian dol ars)
       
Transportation revenue 9,492   4,364   676   —   —   —   14,532 
Storage and other revenue 147   255   246   —   —   —   648 
Gas gathering and processing 
revenue —   49   —   —   —   —   49 
Gas distribution revenue —   —   4,026   —   —   —   4,026 
Electricity and transmission 
revenue —   —   —   177   —   —   177 
Total revenue from contracts with 
customers 9,639   4,668   4,948   177   —   —   19,432 
Commodity sales —   —   —   —    26,873   —   26,873 
Other revenue1,2 375   42   13   336   —   —   766 
Intersegment revenue 567   1   19   (1)   44   (630)   — 
Total revenue  10,581   4,711   4,980   512    26,917   (630)   47,071 
25
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other ConsolidatedYear ended December 31, 2020(mil ions of Canadian dol ars)
        
Transportation revenue 9,161   4,523   674   —   —   —   14,358 
Storage and other revenue 94   274   203   —   —   —   571 
Gas gathering and processing 
revenue —   27   —   —   —   —   27 
Gas distribution revenue —   —   3,663   —   —   —   3,663 
Electricity and transmission 
revenue —   —   —   198   —   —   198 
Total revenue from contracts with 
customers 9,255   4,824   4,540   198   —   —   18,817 
Commodity sales —   —   —   —    19,259   —   19,259 
Other revenue1,2 584   44   17   389   —   (23)   1,011 
Intersegment revenue 584   2   12   —   24   (622)   — 
Total revenue  10,423   4,870   4,569   587    19,283   (645)   39,087 
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other ConsolidatedYear ended December 31, 2019(mil ions of Canadian dol ars)
        
Transportation revenue 9,082   4,477   743   —   —   —   14,302 
Storage and other revenue 109   268   201   —   —   —   578 
Gas gathering and processing 
revenue —   423   —   —   —   —   423 
Gas distribution revenue —   —   4,210   —   —   —   4,210 
Electricity and transmission 
revenue —   —   —   180   —   —   180 
Commodity sales —   4   —   —   —   —   4 
Total revenue from contracts with 
customers 9,191   5,172   5,154   180   —   —   19,697 
Commodity sales —   —   —   —    29,305   —   29,305 
Other revenue1,2 659   30   9   387   (2)   (16)   1,067 
Intersegment revenue 369   5   16   —   71   (461)   — 
Total revenue  10,219   5,207   5,179   567    29,374   (477)   50,069 
1  Includes mark-to-market gains from our hedging program for the year ended December 31, 2021 of $59 mil ion, (2020 - 
$265 mil ion, 2019 - $346 mil ion).
2  Includes revenues from lease contracts. Refer to Note 27 - Leases.
We disaggregate revenue into categories which represent our principal performance obligations within each business segment. These revenue categories represent the most significant revenue streams in each segment and consequently are considered to be the most relevant revenue information for management to consider in evaluating performance.
Contract Balances
Contract ReceivablesContract AssetsContract Liabilities
(mil ions of Canadian dol ars)Balance as at December 31, 2021
 2,369   213   1,898 
Balance as at December 31, 2020 2,042   226   1,815 
Contract receivables represent the amount of receivables derived from contracts with customers.
26
Contract assets represent the amount of revenue which has been recognized in advance of payments received for performance obligations we have fulfil ed (or partial y fulfil ed) and prior to the point in time at which our right to the payment is unconditional. Amounts included in contract assets are transferred to accounts receivable when our right to the consideration becomes unconditional.
Contract liabilities represent payments received for performance obligations which have not been fulfil ed. Contract liabilities primarily relate to make-up rights and deferred revenue. Revenue recognized during the year ended December 31, 2021 included in contract liabilities at the beginning of the period is $305 mil ion. Increases in contract liabilities from cash received, net of amounts recognized as revenue during the year ended December 31, 2021 were $397 mil ion. 
Performance Obligations
SegmentNature of Performance Obligation
Liquids Pipelines•Transportation and storage of crude oil and natural gas liquids 
(NGLs)
Gas Transmission and Midstream •Transportation, storage, gathering, compression and treating of 
natural gas
•Transportation of NGLs
•Sale of crude oil, natural gas and NGLs
Gas Distribution and Storage•Supply and delivery of natural gas
•Transportation of natural gas
•Storage of natural gas
Renewable Power Generation•Generation and transmission of electricity
•Delivery of electricity from renewable energy generation facilities
There was no material revenue recognized in the year ended December 31, 2021 from performance obligations satisfied in previous periods.
Payment TermsPayments are received monthly from customers under long-term transportation, commodity sales, and gas gathering and processing contracts. Payments from Gas Distribution and Storage customers are received on a continuous basis based on established bil ing cycles.
Certain contracts in the US offshore business provide for us to receive a series of fixed monthly payments (FMPs) for a specified period which is less than the period during which the performance obligations are satisfied. As a result, a portion of the FMPs are recorded as contract liabilities. The FMPs are not considered to be a financing arrangement because the payments are scheduled to match the production profiles of offshore oil and gas fields, which generate greater revenue in the initial years of their productive lives.
Revenue to be Recognized from Unfulfilled Performance ObligationsTotal revenue from performance obligations expected to be fulfil ed in future periods is $59.8 bil ion, of which $7.4 bil ion is expected to be recognized during the year ended December 31, 2022.
27
The revenues excluded from the amounts above based on optional exemptions available under ASC 606, as explained below, represent a significant portion of our overal  revenues and revenues from contracts with customers. Certain revenues such as flow-through operating costs charged to shippers are recognized at the amount for which we have the right to invoice our customers and are excluded from the amounts of revenue to be recognized in the future from unfulfil ed performance obligations above. Variable consideration is 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 estimated. Additional y, the effect of escalation on certain tol s which are contractual y escalated for inflation has not been reflected in the amounts above as it is not possible to reliably estimate future inflation rates. Revenues for periods extending beyond the current rate settlement term for regulated contracts where the tol s are periodical y reset by the regulator are excluded from the amounts above since future tol s remain unknown. Final y, revenues from contracts with customers which have an original expected duration of one year or less are excluded from the amounts above.
SIGNIFICANT JUDGMENTS MADE IN RECOGNIZING REVENUELong-Term Transportation AgreementsFor long-term transportation agreements, significant judgments pertain to the period over which revenue is recognized and whether the agreement provides for make-up rights for the shippers. Transportation revenue earned from firm contracted capacity arrangements is recognized ratably over the contract period. Transportation revenue from interruptible or volumetric-based arrangements is recognized when services are performed.
Variable ConsiderationRevenue from arrangements subject to variable consideration is recognized only to the extent that it is probable that a significant reversal in the amount of cumulative revenue recognized wil  not occur when the uncertainty associated with the variable consideration is subsequently resolved. Uncertainties associated with variable consideration relate principal y to differences between estimated and actual volumes and prices. These uncertainties are resolved each month when actual volumes are sold or transported and actual tol s and prices are determined.
During the year ended December 31, 2021, revenue for the Canadian Mainline has been recognized in accordance with the terms of the Competitive Tol ing Settlement (CTS), which expired on June 30, 2021. The tol s in place on June 30, 2021 continue on an interim basis until a new commercial arrangement is implemented and are subject to finalization and adjustment applicable to the interim period, if any. Due to the uncertainty of adjustment to tol ing pursuant to a CER decision and potential customer negotiations, interim tol  revenue recognized during the year ended December 31, 2021 is considered variable consideration.
Recognition and Measurement of Revenue
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power 
PipelinesMidstreamStorageGeneration ConsolidatedYear ended December 31, 2021(mil ions of Canadian dol ars)
    
Revenue from products transferred at a point in time
 —   —   70   —   70 
Revenue from products and services transferred over 
time1 9,639   4,668   4,878   177   19,362 
Total revenue from contracts with customers 9,639   4,668   4,948   177   19,432 
 
28
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power 
PipelinesMidstreamStorageGeneration ConsolidatedYear ended December 31, 2020(mil ions of Canadian dol ars)
     
Revenue from products transferred at a point in time
 —   —   60   —   60 
Revenue from products and services transferred over 
time1 9,255   4,824   4,480   198   18,757 
Total revenue from contracts with customers 9,255   4,824   4,540   198   18,817 
 
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power 
PipelinesMidstreamStorageGeneration ConsolidatedYear ended December 31, 2019(mil ions of Canadian dol ars)
     
Revenue from products transferred at a point in time —   4   65   —   69 
Revenue from products and services transferred over 
time1 9,191   5,168   5,089   180   19,628 
Total revenue from contracts with customers 9,191   5,172   5,154   180   19,697 
1  Revenue from crude oil and natural gas pipeline transportation, storage, natural gas gathering, compression and treating, natural 
gas distribution, natural gas storage services and electricity sales.
Performance Obligations Satisfied Over TimeFor arrangements involving the transportation and sale of petroleum products and natural gas where the transportation services or commodities are simultaneously received and consumed by the shipper or customer, we recognize revenue over time using an output method based on volumes of commodities delivered or transported. The measurement of the volumes transported or delivered corresponds directly to the benefits received by the shippers or customers during that period.
Determination of Transaction PricesPrices for transportation and gas processing services are determined based on the capital cost of the facilities, pipelines and associated infrastructure required to provide such services plus a rate of return on capital invested that is determined either through negotiations with customers or through regulatory processes for those operations that are subject to rate regulation.
Prices for commodities sold are determined by reference to market price indices plus or minus a negotiated differential and in certain cases a marketing fee.
Prices for natural gas sold and distribution services provided by regulated natural gas distribution operations are prescribed by regulation.
29
5.  SEGMENTED INFORMATION Segmented information for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 is as fol ows:
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
Year ended December 31, 2021PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other Consolidated
(mil ions of Canadian dol ars)       
Revenues  10,581   4,711   4,980   512    26,917   (630)   47,071 
Commodity and gas distribution 
costs (25)   —   (2,147)   —    (27,174)   644   (28,702) 
Operating and administrative  (3,431)   (1,877)   (1,143)   (180)   (48)   (33)   (6,712) 
Income/(loss) from equity 
investments 759   813   42   101   —   (4)   1,711 
Impairment of equity investments —   (111)   —   —   —   —   (111) 
Other income/(expense) 13   135   385   75   (8)   379   979 
Earnings/(loss) before interest, 
income tax expense and depreciation and amortization
 7,897   3,671   2,117   508   (313)   356   14,236 
Depreciation and amortization (3,852) 
Interest expense        (2,655) 
Income tax expense        (1,415) 
Earnings        6,314 
Capital expenditures1 4,051   2,420   1,343   16   1   54   7,885 
Total property, plant and equipment, net 
  52,530   27,028   16,904   3,315   23   267   100,067 
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
Year ended December 31, 2020PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other Consolidated
(mil ions of Canadian dol ars)       
Revenues  10,423   4,870   4,569   587    19,283   (645)   39,087 
Commodity and gas distribution 
costs (20)   —   (1,810)   (2)    (19,450)   613   (20,669) 
Operating and administrative  (3,331)   (1,859)   (1,091)   (191)   (67)   (210)   (6,749) 
Income/(loss) from equity 
investments 558   479   9   94   (3)   (1)   1,136 
Impairment of equity investments —   (2,351)   —   —   —   —   (2,351) 
Other income/(expense) 53   (52)   71   35   1   130   238 
Earnings/(loss) before interest, 
income tax expense and depreciation and amortization
 7,683   1,087   1,748   523   (236)   (113)   10,692 
Depreciation and amortization (3,712) 
Interest expense        (2,790) 
Income tax expense        (774) 
Earnings        3,416 
Capital expenditures1 2,033   2,130   1,134   81   2   90   5,470 
Total property, plant and equipment, net 
  48,799   25,745   16,079   3,495   24   429   94,571 
30
Gas Gas 
Transmission Distribution Renewable 
Liquids and and Power Energy Eliminations 
Year ended December 31, 2019PipelinesMidstreamStorageGenerationServicesand Other Consolidated
(mil ions of Canadian dol ars)       
Revenues  10,219   5,207   5,179   567    29,374   (477)   50,069 
Commodity and gas distribution 
costs (29)   —   (2,354)   (2)    (29,091)   472   (31,004) 
Operating and administrative  (3,298)   (2,232)   (1,149)   (189)   (44)   (79)   (6,991) 
Impairment of long-lived assets (21)   (105)   —   (297)   —   —   (423) 
Income/(loss) from equity 
investments 780   682   4   31   8   (2)   1,503 
Other income/(expense) 30   (181)   67   1   3   515   435 
Earnings before interest, income 
tax expense and depreciation 
and amortization 7,681   3,371   1,747   111   250   429   13,589 
Depreciation and amortization (3,391) 
Interest expense (2,663) 
Income tax expense (1,708) 
Earnings 5,827 
Capital expenditures1 2,548   1,753   1,100   23   2   124   5,550 
Total property, plant and equipment, net
  48,783   25,268   15,622   3,658   24   368   93,723 
1 Includes al owance for equity funds used during construction.
The measurement basis for preparation of segmented information is consistent with the significant accounting policies (Note 2).
GEOGRAPHIC INFORMATIONRevenues1
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Canada 20,474   16,453   19,954 
US 26,597   22,634   30,115 
 47,071   39,087   50,069 
 
1Revenues are based on the country of origin of the product or service sold.
     
 Property, Plant and Equipment1
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
  
Canada 47,102   46,499 
US 52,965   48,072 
  100,067   94,571 
 
1Amounts are based on the location where the assets are held.
     
31
6.  EARNINGS PER COMMON SHARE
BASICEarnings per common share is calculated by dividing earnings attributable to common shareholders by the weighted average number of common shares outstanding. The weighted average number of common shares outstanding has been reduced by our pro-rata weighted average interest in our own common shares of approximately 2 mil ion as at December 31, 2021, 5 mil ion as at December 31, 2020, and 6 mil ion as at December 31, 2019, resulting from our reciprocal investment in Noverco. On December 30, 2021, we closed the sale of our non-operating minority ownership of Noverco. Refer to Note 13 - Long-term Investments for more information.
DILUTEDThe treasury stock method is used to determine the dilutive impact of stock options. This method assumes any proceeds from the exercise of stock options would be used to purchase common shares at the average market price during the period.
Weighted average shares outstanding used to calculate basic and diluted earnings per share are as fol ows:
December 31,202120202019
(number of shares in mil ions)
   
Weighted average shares outstanding  2,023    2,020    2,017 
Effect of dilutive options 2   1   3 
Diluted weighted average shares outstanding  2,025    2,021    2,020 
 For the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, 18.6 mil ion, 29.8 mil ion and 17.8 mil ion, respectively, of anti-dilutive stock options with a weighted average exercise price of $52.89, $51.42 and $53.56, respectively, were excluded from the diluted earnings per common share calculation.
7.  REGULATORY MATTERS
We record assets and liabilities that result from regulated ratemaking processes that would not be recorded under US GAAP for non-regulated entities. See Note 2 - Significant Accounting Policies for further discussion. Our significant regulated businesses and the related accounting impacts are described below.
Under the current authorized rate structure for certain operations, income tax costs are recovered in rates based on the current income tax payable and do not include accruals for deferred income tax. However, as income taxes become payable as a result of the reversal of temporary differences that created the deferred income taxes, it is expected that rates wil  be adjusted to recover these taxes. Since most of these temporary differences are related to property, plant and equipment costs, this recovery is expected to occur over the life of the related assets.
32
LIQUIDS PIPELINESCanadian MainlineCanadian Mainline includes the Canadian portion of our mainline system and is subject to regulation by the CER. Tol s, excluding Lines 8 and 9, are governed by the 10-year CTS which expired on June 30, 2021 (Note 4). The CTS established a Canadian Local Tol  for al  volumes shipped on the Canadian Mainline and an International Joint Tariff for al  volumes shipped from western Canadian receipt points to delivery points on our Lakehead System. Under the CTS, we have recognized a regulatory asset of $2.1 bil ion as at December 31, 2021 (2020 - $1.9 bil ion) to offset deferred income taxes, as a CER rate order governing flow-through income tax treatment permits future recovery. No other material regulatory assets or liabilities are recognized under the terms of the CTS.
Southern Lights PipelineThe US and Canadian portions of the Southern Lights Pipeline are regulated by the FERC and CER, respectively. Shippers on the Southern Lights Pipeline are subject to long-term transportation contracts under a cost-of-service tol  methodology. Tol  adjustments are filed annual y with the regulators and provide for the recovery of al owable operating and debt financing costs, plus a pre-determined after-tax return on equity (ROE) of 10%.
GAS TRANSMISSION AND MIDSTREAMBritish Columbia Pipeline and Maritimes & Northeast CanadaBritish Columbia (BC) Pipeline and Maritimes & Northeast (M&N) Canada are regulated by the CER. Rates are approved by the CER through negotiated tol  settlement agreements based on cost-of-service. Both our BC Pipeline and M&N Canada systems operate under the terms of their respective negotiated tol  settlements, which stipulate an al owable ROE and the continuation and establishment of certain deferral and variance accounts. As both settlement agreements expired in December 2021, we are currently operating under CER-approved interim tol s and negotiating the terms of new tol  settlements for periods beginning in 2022.
US Gas TransmissionMost of our US gas transmission and storage services are regulated by the FERC and may also be subject to the jurisdiction of various other federal, state and local agencies. The FERC regulates natural gas transmission in US interstate commerce including the establishment of rates for services, while rates for intrastate commerce and/or gathering services are regulated by the state gas commissions. Cost-of-service is the basis for the calculation of regulated tariff rates, although the FERC also al ows the use of negotiated and discounted rates within contracts with shippers that may result in a rate that is above or below the FERC-regulated recourse rate for that service.
GAS DISTRIBUTION AND STORAGEEnbridge GasEnbridge Gas' distribution rates, commencing in 2019, are set under a five-year Incentive Regulation (IR) framework using a price cap mechanism. The price cap mechanism establishes new rates each year through an annual base rate escalation at inflation less a 0.3% stretch factor, annual updates for certain costs to be passed through to customers, and where applicable, the recovery of material discrete incremental capital investments beyond those that can be funded through base rates. The IR framework includes the continuation and establishment of certain deferral and variance accounts, as wel  as an earnings sharing mechanism that requires Enbridge Gas to share equal y with customers any earnings in excess of 150 basis points over the annual OEB approved ROE.
33
FINANCIAL STATEMENT EFFECTSAccounting for rate-regulated activities has resulted in the recognition of the fol owing regulatory assets and liabilities in the Consolidated Statements of Financial Position:
Recovery/Refund 
December 31,20212020Period Ends
(mil ions of Canadian dol ars)Current regulatory assets   Under-recovery of fuel costs
 114   86 2022
   Other current regulatory assets 145   146 2022
Total current regulatory assets1 (Note 9) 259   232 
Long-term regulatory assets   Deferred income taxes2
 4,176   3,890 Various
   Long-term debt3 398   429 2023-2046
Negative salvage4 243   246 Various
   Purchase gas variance 215   — 2023
   Accounting policy changes5 157   169 Various
   Pension plan receivable6 78   402 Various
   Other long-term regulatory assets 339   261 Various
Total long-term regulatory assets1 5,606   5,397 
Total regulatory assets 5,865   5,629 
Current regulatory liabilities   Purchase gas variance
 —   153 2021
   Other current regulatory liabilities 106   117 2022
Total current regulatory liabilities7 106   270 
Long-term regulatory liabilities   Future removal and site restoration reserves8
 1,543   1,455 Various
   Regulatory liability related to US income taxes9 895   941 2050-2072
   Pipeline future abandonment costs (Note 14) 649   578 Various
   Other long-term regulatory liabilities 234   150 Various
Total long-term regulatory liabilities7 3,321   3,124 
Total regulatory liabilities 3,427   3,394 
1  Current regulatory assets are included in Accounts receivable and other, while long-term regulatory assets are included in 
Deferred amounts and other assets.
2  Represents the regulatory offset to deferred income tax liabilities to the extent that it is expected to be included in future regulator-
approved rates and recovered from customers. The recovery period depends on the timing of the reversal of temporary differences. In the absence of rate-regulated accounting, this regulatory balance and the related earnings impact would not be recorded.
3  Represents our regulatory offset to the fair value adjustment to debt acquired in our merger with Spectra Energy Corp. (Spectra 
Energy). The offset is viewed as a proxy for the regulatory asset that would be recorded in the event such debt was extinguished at an amount higher than the carrying value.
4  The negative salvage balance represents the recovery in future rates of the actual cost of removal of previously retired or 
decommissioned plant assets, as approved by the FERC.
5  This deferral reflects unamortized accumulated actuarial gains/losses and past service costs incurred by Union Gas Limited, 
relating to the period up to our merger with Spectra Energy, which were previously recorded in AOCI. The amortization of this balance is recognized as a component of accrual-based pension expenses, which are included in Other income/(expense) and recovered in rates, as previously approved by the OEB.
6  Represents the regulatory offset to our pension liability to the extent that it is expected to be included in regulator-approved future 
rates and recovered from customers. The settlement period for this balance is not determinable. In the absence of rate-regulated accounting, this regulatory balance and the related pension expense would be recorded in earnings and OCI.
7  Current regulatory liabilities are included in Accounts payable and other, while long-term regulatory liabilities are included in Other 
long-term liabilities.
8  Future removal and site restoration reserves consists of amounts col ected from customers, with the approval of the OEB, to fund 
future costs of removal and site restoration relating to property, plant and equipment. These costs are col ected as part of the depreciation expense charged on property, plant and equipment that is reflected in rates. The settlement of this balance wil  occur over the long-term as costs are incurred. In the absence of rate-regulated accounting, depreciation rates would not include a charge for removal and site restoration and costs would be charged to earnings as incurred with recognition of revenue for amounts previously col ected.
34
9  The regulatory liability related to US income taxes resulted from the US tax reform legislation dated December 22, 2017. These 
balances wil  be refunded to customers in accordance with the respective rate settlements approved by the FERC.
8.  ACQUISITIONS AND DISPOSITIONS
ACQUISITIONModa Midstream Operating, LLCOn October 12, 2021, through a whol y-owned US subsidiary, we acquired al  of the outstanding membership interests in Moda for $3.7 bil ion (US$3.0 bil ion) of cash plus potential contingent payments of up to US$150 mil ion dependent on performance of the assets (the Acquisition). The Acquisition is also subject to customary closing and working capital adjustments. Moda owns and operates a light crude export platform with very large crude carrier capability. The Acquisition aligns with and advances our US Gulf Coast export strategy and enables connectivity to low-cost and long-lived reserves in the Permian and Eagle Ford basins.
We accounted for the Acquisition using the acquisition method as prescribed by ASC 805 Business Combinations. In accordance with valuation methodologies described in ASC 820 Fair Value Measurements, the acquired assets and assumed liabilities were recorded at their estimated fair values as at the date of acquisition.
The fol owing table summarizes the estimated preliminary fair values that were assigned to the net assets of Moda:
October 12, 
2021
(mil ions of Canadian dol ars)Fair value of net assets acquired:
Current assets 62 
Property, plant and equipment (a) 1,480 
Long-term investments (b) 427 
Intangible assets (c) 1,781 
Current liabilities 59 
Long-term liabilities 17 
Goodwil  (d) 268 
Purchase price:
Cash 3,755 
Contingent consideration (e) 187 
 3,942 
a)  Due to the specialized nature of Moda's property, plant and equipment, which includes groups of 
assets configured for use as storage facilities, pipelines and export terminals, the depreciated replacement cost approach was adopted as the primary valuation methodology. In determining replacement cost, both indirect costing using relevant inflation indices and direct costing using relevant market quotes were utilized. Adjustments were then applied for physical deterioration as wel  as functional and economic obsolescence. The fair value of land was determined using a market approach, which is based on rents and offerings for comparable properties.
b)  Long-term investments represent Moda's 20% equity interest in Cactus II Pipeline, LLC (Cactus II). 
The fair value of Cactus II was determined using the discounted cash flow method. The discounted cash flow method is an income-based approach to valuation which estimates the present value of future projected benefits from the investment.
35
c)  Intangible assets consist primarily of customer relationships associated with long-term take-or-pay 
contracts. Fair value was determined using an income-based approach by estimating the present value of the after-tax earnings attributable to the contracts, including earnings associated with expected renewal terms, and wil  be amortized on a straight-line basis over an expected useful life of 10 years.
d)  Goodwil  is primarily attributable to uncontracted future revenues, existing assembled assets that 
cannot be duplicated at the same cost by a new entrant, and enhanced scale and geographic diversity which provide greater optionality and platforms for future growth. The goodwil  balance recognized has been assigned to our Liquids Pipelines segment and is tax deductible over 15 years.
e)  We agreed to pay additional contingent consideration of up to US$150 mil ion to Moda's former 
membership interest holders if Moda's monthly volumes of crude oil loaded onto a vessel equal or exceed specified throughput levels. These performance requirements terminate the earlier of December 31, 2023 or the date the final contingent payment is made. The US$150 mil ion of contingent consideration recognized in the purchase price represents the fair value of contingent consideration at the date of acquisition. As at December 31, 2021, there were no changes to the amount of contingent consideration recognized.
Acquisition-related expenses incurred were approximately $21 mil ion for the year ended December 31, 2021 and are included in Operating and administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings.
Upon completion of the Acquisition, we began consolidating Moda. For the period beginning October 12, 2021 through to December 31, 2021, Moda generated approximately $80 mil ion in operating revenues and $9 mil ion in earnings attributable to common shareholders.
Our supplemental pro forma consolidated financial information for the years ended December 31, 2021 and 2020, including the results of operations for Moda as if the Acquisition had been completed on January 1, 2020, are as fol ows:
Year ended December 31,20212020
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars)Operating revenues
 47,339   39,435 
Earnings attributable to common shareholders1,2 5,771   2,938 
1  Acquisition-related expenses of $21 mil ion (after-tax $16 mil ion) were excluded from earnings attributable to common 
shareholders for the year ended December 31 2021 and deducted for the year ended December 31, 2020.
2  Includes the amortization of fair value adjustments recorded for acquired property, plant and equipment, long-term investments 
and intangible assets of $193 mil ion and $207 mil ion (after-tax of $145 mil ion and $155 mil ion) for the years ended December 31, 2021 and 2020, respectively.
DISPOSITIONSLine 10 Crude Oil PipelineIn the first quarter of 2018, we satisfied the condition as set out in our agreements for the sale of our Line 10 crude oil pipeline (Line 10), which originates near Hamilton, Ontario and terminates at West Seneca, New York. Our subsidiaries, Enbridge Pipelines Inc. and Enbridge Energy Partners, L.P. (EEP), owned the Canadian and US portions of Line 10, respectively, and the related assets were included in our Liquids Pipelines segment. The transaction closed on June 1, 2020. No gain or loss on disposition was recorded.
36
Montana-Alberta Tie LineIn the fourth quarter of 2019, we committed to a plan to sel  the Montana-Alberta Tie Line (MATL) transmission asset, a 345 kilometer transmission line from Great Fal s, Montana to Lethbridge, Alberta. MATL was included in our Renewable Power Generation segment. The purchase and sale agreement was signed in January 2020.
Upon the reclassification and subsequent remeasurement of MATL assets as held for sale, a loss of $297 mil ion was included within Impairment of long-lived assets in the Consolidated Statements of Earnings for the year ended December 31, 2019.
On May 1, 2020, we closed the sale of MATL for cash proceeds of approximately $189 mil ion. After closing adjustments, a gain on disposal of $4 mil ion was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings.
Ozark Gas TransmissionIn the first quarter of 2020, we agreed to sel  our Ozark Gas Transmission and Ozark Gas Gathering assets (Ozark assets). The Ozark assets are composed of a transmission system that extends from southeastern Oklahoma through Arkansas to southeastern Missouri, and a fee-based gathering system that accesses Fayettevil e Shale and Arkoma production. These assets were included in our Gas Transmission and Midstream segment.
On April 1, 2020, we closed the sale of the Ozark assets for cash proceeds of approximately $63 mil ion. After closing adjustments, a gain on disposal of $1 mil ion was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings.
Canadian Natural Gas Gathering and Processing BusinessesOn July 4, 2018, we entered into agreements to sel  our Canadian natural gas gathering and processing businesses to Brookfield Infrastructure Partners L.P. and its institutional partners for a cash purchase price of approximately $4.3 bil ion, subject to customary closing adjustments. Separate agreements were entered into for those facilities currently governed by provincial regulations and those governed by federal regulations (col ectively, Canadian Natural Gas Gathering and Processing Businesses assets); these assets were part of our Gas Transmission and Midstream segment.
On October 1, 2018, we closed the sale of the provincial y regulated facilities. On December 31, 2019, we closed the sale of the federal y regulated facilities for proceeds of approximately $1.7 bil ion. After closing adjustments, a loss on disposal of $268 mil ion before tax was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings for the year ended December 31, 2019. As these assets represented a portion of a reporting unit, we al ocated a portion of the goodwil  of the reporting unit to these assets using a relative fair value approach.
St. Lawrence Gas Company, Inc.In August 2017, we entered into an agreement to sel  the issued and outstanding shares of St. Lawrence Gas Company, Inc. (St. Lawrence Gas). St. Lawrence Gas assets were included in the Gas Distribution and Storage segment. On November 1, 2019, we closed the sale of St. Lawrence Gas for cash proceeds of approximately $72 mil ion. After closing adjustments, a loss on disposal of $10 mil ion was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings for the year ended December 31, 2019.
37
Enbridge Gas New BrunswickIn December 2018, we entered into an agreement for the sale of Enbridge Gas New Brunswick Limited Partnership and Enbridge Gas New Brunswick Inc. (col ectively, EGNB). EGNB assets were a part of our Gas Distribution and Storage segment. On October 1, 2019, we closed the sale of EGNB to Liberty Utilities (Canada) LP, a whol y-owned subsidiary of Algonquin Power and Utilities Corp., for cash proceeds of approximately $331 mil ion. After closing adjustments, a loss on disposal of $3 mil ion was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings for the year ended December 31, 2019.
As EGNB assets represented a portion of a reporting unit, we al ocated a portion of the goodwil  of the reporting unit to these assets using a relative fair value approach. As such, al ocated goodwil  of $133 mil ion was included in assets subsequently disposed.
9.  ACCOUNTS RECEIVABLE AND OTHER
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Trade receivables and unbil ed revenues1
 4,957   3,923 
Short-term portion of derivative assets (Note 24) 529   323 
Regulatory assets (Note 7) 259   232 
Taxes receivable 407   374 
Other 710   406 
  6,862   5,258 
1  Net of al owance for expected credit losses of $87 mil ion as at December 31, 2021 and $70 mil ion as at December 31, 2020.
10.  INVENTORY
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
  Natural gas 953   710 
Crude oil 624   744 
Other  93   82 
 1,670   1,536 
 
11.  PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENT
Weighted Average
   
December 31,Depreciation Rate20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Pipelines 2.8 %  62,997   57,459 
Facilities and equipment 3.1 %  34,331   30,149 
Land and right-of-way1 2.3 %  3,320   2,896 
Gas mains, services and other 2.7 %  13,606   12,813 
Storage 2.4 %  3,099   2,936 
Wind turbines, solar panels and other 4.0 %  4,912   4,877 
Other 8.2 %  1,507   1,558 
Under construction — %  2,268   5,762 
Total property, plant and equipment  126,040    118,450 
 
Total accumulated depreciation  (25,973)   (23,879) 
Property, plant and equipment, net  100,067   94,571 
 
 1 The measurement of weighted average depreciation rate excludes non-depreciable assets.
38
Depreciation expense for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 was $3.5 bil ion, $3.4 bil ion and $3.0 bil ion, respectively.
IMPAIRMENTAccess Northeast ProjectIn 2019, we announced that we terminated the agreements with Eversource Energy and National Grid USA Service Company, Inc. related to the Access Northeast project. As a result, we recognized an impairment loss of $105 mil ion for the year ended December 31, 2019, which is included in Impairment of long-lived assets in the Consolidated Statements of Earnings. Access Northeast is part of our Gas Transmission and Midstream segment.
Impairment charges were based on the amount by which the carrying values of the assets exceeded fair value, determined using expected discounted future cash flows.
12.  VARIABLE INTEREST ENTITIES CONSOLIDATED VARIABLE INTEREST ENTITIESOur consolidated VIEs consist of legal entities where we are the primary beneficiary. We are the primary beneficiary when our variable interest(s) provide us with (i) the power to direct the activities of the VIE that most significantly impact the VIE’s economic performance and (i ) the obligation to absorb losses of the VIE or the right to receive benefits from the VIE that could potential y be significant to the VIE. We determine whether we are the primary beneficiary of a VIE by considering qualitative and quantitative factors, including, but not limited to: decision-making responsibilities, the VIE capital structure, risk and rewards sharing, contractual agreements with the VIE, voting rights and level of involvement of other parties.
The fol owing table includes assets to be used to settle liabilities of our consolidated VIEs and liabilities of our consolidated VIEs for which creditors do not have recourse to our general credit as the primary beneficiary. These assets and liabilities are included in the Consolidated Statements of Financial Position.
December 31,2021120201
(mil ions of Canadian dol ars)
  
Assets
   247   215 
Cash and cash equivalents
Restricted cash 4   1 
Accounts receivable and other 99   65 
Inventory 9   7 
  359   288 
Property, plant and equipment, net 3,052   3,201 
Long-term investments 16   14 
Restricted long-term investments 101   84 
Deferred amounts and other assets 2   3 
Intangible assets, net 108   115 
  3,638   3,705 
Liabilities
   84   52 
Accounts payable and other
Other long-term liabilities 182   175 
Deferred income taxes 5   5 
 271   232 
 
 3,367   3,473 
1  Excludes assets and liabilities of EEP and Spectra Energy Partners, L.P. (SEP) fol owing the subsidiary guarantees agreement 
entered on January 22, 2019. See Part II. Item 7. Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Summarized Financial Information.
 
39
We do not have obligations to provide additional financial support to any of our consolidated VIEs. UNCONSOLIDATED VARIABLE INTEREST ENTITIESWe currently hold interests in several non-consolidated VIEs where we are not the primary beneficiary as we do not have the power to direct the activities of the VIEs that most significantly impact the VIEs' economic performance. These interests include investments in limited partnerships that are assessed to be VIEs due to the limited partners not having substantive kick-out rights or participating rights. The power to direct the activities of a majority of these non-consolidated limited partnership VIEs is shared amongst the partners. Each partner has representatives that make up an executive committee that makes significant decisions for the VIE and none of the partners may make significant decisions unilateral y.
The carrying amount of these VIEs and our estimated maximum exposure to loss as at December 31, 2021 and 2020 are presented below:
CarryingMaximum
Amount ofExposure to
December 31, 2021the VIELoss
(mil ions of Canadian dol ars)
  Aux Sable Liquid Products L.P.1 113   195 
EIH S.á r.l.2, 8 38   664 
Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.á r.l.3 54   2,121 
Rampion Offshore Wind Limited5 450   508 
Vector Pipeline L.P.6 189   374 
Other4,7 210   426 
  1,054   4,288 
40
CarryingMaximum
Amount ofExposure to
December 31, 2020the VIELoss
(mil ions of Canadian dol ars)
  Aux Sable Liquid Products L.P.1 106   187 
Éolien Maritime France SAS2, 8 96   949 
Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.á r.l.3 100   2,516 
PennEast Pipeline Company, LLC4 116   371 
Rampion Offshore Wind Limited5 599   650 
Vector Pipeline L.P.6 201   390 
Other7 133   361 
 1,351   5,424 
1 At December 31, 2021 and 2020, the maximum exposure to loss includes guarantees by us for our respective share of the VIE’s 
borrowing on a bank credit facility.
2 At December 31, 2021, the maximum exposure to loss includes our parental guarantees that have been committed in connection 
with the three French offshore wind projects for which we would be liable in the event of default by the VIE and an outstanding affiliate loan receivable for $73 mil ion held by us as at December 31, 2021. On March 18, 2021, Enbridge Renewable Infrastructure Holdings S.á r.l. (ERIH) closed the sale of 49% of its interest in EIH S.á r.l. to the Canada Pension Plan Investment Board (CPP Investments).
3 At December 31, 2021 and 2020, the maximum exposure to loss includes our parental guarantees that have been committed in 
connection with the project for which we would be liable in the event of default by the VIE and an outstanding affiliate loan receivable for $807 mil ion and $904 mil ion held by us as at December 31, 2021 and 2020, respectively.
4 At December 31, 2021, the maximum exposure to loss is limited to our equity investment and at December 31, 2020, the 
maximum exposure to loss includes the remaining expected contributions to the joint venture.
5 At December 31, 2021 and 2020, the maximum exposure to loss includes our parental guarantees that have been committed in 
project contracts in which we would be liable for in the event of default by the VIE.
6 At December 31, 2021 and 2020, the maximum exposure to loss includes the carrying value of outstanding affiliate loans 
receivable for $80 mil ion and $84 mil ion held by us as at December 31, 2021 and 2020, respectively, and an outstanding credit facility for $105 mil ion as at December 31, 2021 and 2020.
7 At December 31, 2021, the maximum exposure to loss includes our parental guarantees that have been committed in connection 
with the project for which we would be liable in the event of default by the VIE.
8 At December 31, 2020, the maximum exposure to loss includes our parental guarantees that have been committed in connection 
with the project for which we would be liable for in the event of default by the VIE and an outstanding affiliate loan receivable for $132 mil ion held by us as at December 31, 2020. In relation to the sale of 49% of EIH S.á r.l.'s interest to CPP Investments, Eolien Maritime France SAS is now reported under EIH S.á r.l. in 2021.
We do not have an obligation to and did not provide any additional financial support to the VIEs during the years ended December 31, 2021 and 2020.
41
13.  LONG-TERM INVESTMENTS
Ownership
 
  Interest20212020
December 31,
(mil ions of Canadian dol ars)
   
EQUITY INVESTMENTS
   
Liquids Pipelines
    75.0%   1,728   1,795 
MarEn Bakken Company LLC1
Gray Oak Holdings LLC2 35.0%   469   502 
Seaway Crude Holdings LLC 50.0%   2,634   2,668 
Il inois Extension Pipeline Company, L.L.C.3 65.0%   593   623 
Cactus II Pipeline, LLC4 20.0%   434   — 
Other30.0% - 43.8%  71   73 
Gas Transmission and Midstream
Al iance Pipeline5 50.0%   504   269 
Aux Sable642.7% - 50.0%  238   251 
DCP Midstream, LLC7 50.0%   397   331 
Gulfstream Natural Gas System, L.L.C. 50.0%   1,180   1,175 
Nexus Gas Transmission, LLC 50.0%   1,724   1,745 
PennEast Pipeline Company, LLC 20.0%   12   116 
Sabal Trail Transmission, LLC 50.0%   1,464   1,510 
Southeast Supply Header, LLC 50.0%   82   84 
Steckman Ridge, LP 50.0%   88   90 
Vector Pipeline8 60.0%   189   201 
Offshore - various joint ventures22.0% - 74.3%  309   338 
Other33.3%  2   4 
Gas Distribution and Storage
Noverco Common Shares9 38.9%   —   156 
Other47.6% - 50%  20   13 
Renewable Power Generation
EIH S.a.r.l.10 51.0%   38   96 
Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.a.r.l. 51.0%   54   100 
Rampion Offshore Wind Limited 24.9%   450   599 
NextBridge Infrastructure LP 25.0%   186   122 
Other12.0% - 50.0%  93   74 
Eliminations and Other
Other42.7% - 50.0%  23   32 
OTHER LONG-TERM INVESTMENTS
Gas Distribution and Storage
Noverco Preferred Shares9 —   567 
Renewable Power Generation
Emerging Technologies and Other 32   32 
Eliminations and Other
Other11 310   252 
   13,324    13,818 
 
1 Owns 49% interest in Bakken Pipeline Investments L.L.C., which owns 75% of the Bakken Pipeline System resulting in a 27.6% 
effective interest in the Bakken Pipeline System.
2 Owns 65% interest in Gray Oak Pipeline, LLC resulting in a 22.8% effective interest in Gray Oak Pipeline, LLC.3 Owns the Southern Access Extension Project.4 In October 2021 we acquired an effective 20.0% interest in Cactus II Pipeline, LLC through the acquisition of Moda Midstream 
Operating, LLC. See Note 8 - Acquisitions and Dispositions for further discussion.
5 Includes Al iance Pipeline Limited Partnership in Canada and Al iance Pipeline L.P. in the US.6 Includes Aux Sable Canada LP in Canada and Aux Sable Liquid Products LP and Aux Sable Midstream LLC in the US.
42
7 Our ownership in DCP Midstream, LLC (DCP Midstream) holds an interest of 56.5% in DCP Midstream, LP.8 Includes Vector Pipeline Limited Partnership in Canada and Vector Pipeline L.P. in the US.9 On December 30, 2021, we sold our 38.9% common share and preferred share interest of Noverco Inc.10 On March 18, 2021, we sold 49% of EIH S.a.r.l., an entity that holds our 50% interest in Éolien Maritime France SAS (EMF), to 
the CPP Investments. This resulted in a 25.5% effective interest in EMF. Through our investment in EMF, we own equity interests in three French offshore wind projects, including Saint-Nazaire (25.5%), Fécamp (17.9%) and Calvados (21.7%).
11 Includes investments held and valued at fair value through net income.
Equity investments include the unamortized excess of the purchase price over the underlying net book value of the investees' assets at the purchase date. As at December 31, 2021, this basis difference was $2.5 bil ion (2020 - $2.4 bil ion), of which $730 mil ion (2020 - $657 mil ion) was amortizable.
For the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, distributions received from equity investments were $2.2 bil ion, $2.1 bil ion and $2.2 bil ion, respectively.
Summarized combined financial information of our interest in unconsolidated equity investments (presented at 100%) is as fol ows:
Year ended December 31, 202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)Operating revenues
 19,891   13,987   15,687 
Operating expenses 16,514   12,223   13,153 
Earnings 2,952   2,306   3,016 
Earnings attributable to Enbridge 1,711   1,136   1,503 
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Current assets
 3,581   3,136 
Non-current assets 44,497   45,955 
Current liabilities 3,678   3,539 
Non-current liabilities 16,950   19,639 
Noncontrol ing interests 3,786   3,810 
Noverco Inc.On June 7, 2021, IPL System Inc., a whol y owned subsidiary of Enbridge, entered into a purchase and sale agreement to sel  its 38.9% common share and preferred share interest in Noverco to Trencap L.P. for $1.1 bil ion in cash.
On December 30, 2021, we closed the sale of Noverco for cash proceeds of $1.1 bil ion. After closing adjustments, a gain on disposal of $303 mil ion before tax was included in Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings for the year ended December 31, 2021. Noverco was previously included in our Gas Distribution and Storage segment. 
IMPAIRMENT OF EQUITY INVESTMENTSPennEast Pipeline Company, LLCPennEast Pipeline Company, LLC (PennEast) is a joint venture formed to develop a natural gas transmission pipeline to serve local distribution companies and power generators in Southeastern Pennsylvania and New Jersey, is owned 20% by Enbridge, and is recorded as an equity method investment. In the third quarter of 2021, PennEast determined further development of the project was no longer viable and development of the project was ceased. As a result, we recorded an other-than-temporary impairment loss of $111 mil ion on our investment for the year ended December 31, 2021 based on the estimated fair value of our share of the net assets. The carrying value of this investment as at December 31, 2021 and 2020 was $12 mil ion and $116 mil ion, respectively.
43
Steckman Ridge, LPSteckman Ridge, LP (Steckman Ridge) is engaged in the storage of natural gas, is owned 50% by Enbridge and is recorded as an equity method investment. During the year ended December 31, 2020, Steckman Ridge’s forecasted performance was adjusted for the expectation that future available capacity wil  be re-contracted at lower than expected rates and an other than temporary impairment loss on our investment of $221 mil ion for the year ended December 31, 2020 was recorded based on a discounted cash flow analysis. The carrying value of this investment as at December 31, 2021 and 2020 was $88 mil ion and $90 mil ion, respectively.
Southeast Supply Header, L.L.C. Southeast Supply Header, L.L.C. (SESH) provides natural gas transmission services from east Texas and northern Louisiana to the southeast markets of the Gulf Coast. SESH is owned 50% by Enbridge and is recorded as an equity method investment. The forecasted performance of SESH was revised during the year ended December 31, 2020 to reflect downward revisions to future negotiated rates as wel  as higher than expected available capacity levels, caused primarily by a significant contract expiry. An other than temporary impairment loss on our investment of $394 mil ion for the year ended December 31, 2020 was recorded based on a discounted cash flow analysis. The carrying value of this investment as at December 31, 2021 and 2020 was $82 mil ion and $84 mil ion, respectively.
DCP Midstream, LLCDCP Midstream, a 50% owned equity method investment of Enbridge, holds an equity interest in DCP Midstream, LP. A decline in the market price of DCP Midstream, LP’s publicly traded units during the first quarter of 2020 resulted in an other than temporary impairment loss on our investment in DCP Midstream of $1.7 bil ion for the year ended December 31, 2020. In addition, we incurred losses of $324 mil ion through our equity earnings pick up in relation to asset and goodwil  impairment losses recorded by DCP Midstream, LP. The carrying value of our investment in DCP Midstream as at December 31, 2021 and 2020 was $397 mil ion and $331 mil ion, respectively.
Our investments in PennEast, Steckman, SESH and DCP Midstream form part of our Gas Transmission and Midstream segment. The impairment losses were recorded within Impairment of Equity Investments in the Consolidated Statements of Earnings. 
14.  RESTRICTED LONG-TERM INVESTMENTS Effective January 1, 2015, we began col ecting and setting aside funds to cover future pipeline abandonment costs for al  CER regulated pipelines as a result of the CER’s regulatory requirements under LMCI. The funds col ected are held in trusts in accordance with the CER decision. The funds col ected from shippers are reported within Transportation and other services revenues on the Consolidated Statements of Earnings and Restricted long-term investments on the Consolidated Statements of Financial Position. Concurrently, we reflect the future abandonment cost as an increase to Operating and administrative expense on the Consolidated Statements of Earnings and Other long-term liabilities on the Consolidated Statements of Financial Position.
44
We routinely invest excess cash and various restricted balances in securities such as commercial paper, bankers acceptances, corporate debt securities, Canadian equity securities, treasury bil s and money market securities in the US and Canada.
As at December 31, 2021 and 2020, we had restricted long-term investments held in trust and classified as available-for-sale of $630 mil ion and $553 mil ion, respectively. The cost basis of our debt securities classified as available-for-sale and recorded as part of our restricted long-term investment balance was $383 mil ion and $322 mil ion as at December 31, 2021 and 2020, respectively. Within Other long-term liabilities we had estimated future abandonment costs related to LMCI of $649 mil ion and $578 mil ion as at December 31, 2021 and 2020, respectively (Note 7).
15.  INTANGIBLE ASSETS
Weighted AverageAccumulated
   
December 31, 2021Amortization RateCost  AmortizationNet
(mil ions of Canadian dol ars)
    
Software 12.0 %  2,067   (1,148)  919 
Power purchase agreements  4.5 %  63   (21)  42 
Project agreement1 4.0 %  152   (27)  125 
Customer relationships 8.5 %  2,532   (215)  2,317 
Other intangible assets 3.9 %  475   (116)  359 
Under development — %  246   —   246 
 5,535   (1,527)  4,008 
  
Weighted AverageAccumulated
   
December 31, 2020Amortization RateCost  AmortizationNet
(mil ions of Canadian dol ars)
    
Software 10.5 %  2,043   (1,299)  744 
Power purchase agreements 4.5 %  63   (18)  45 
Project agreement1 4.0 %  153   (21)  132 
Customer relationships 5.0 %  724   (139)  585 
Other intangible assets 2.7 %  456   (96)  360 
Under development — %  214   —   214 
 3,653   (1,573)  2,080 
  
1 Represents a project agreement acquired from the merger of Enbridge and Spectra Energy. 
For the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, our amortization expense related to intangible assets totaled $348 mil ion, $294 mil ion and $296 mil ion, respectively. Our expected amortization expense associated with existing intangible assets for each of the years 2022 to 2026 is $492 mil ion.
45
16.  GOODWILL
Gas
Transmission Gas
Liquidsand Distribution Energy
PipelinesMidstream and StorageServices Consolidated
(mil ions of Canadian dol ars)
Balance at January 1, 2020 7,951   19,844   5,356   2   33,153 
Foreign exchange and other (123)  (364)  —   —   (487) 
Acquisition —   —   22   —   22 
Balance at December 31, 20201,2  7,828   19,480   5,378   2   32,688 
Foreign exchange and other (55)  (145)  —   —   (200) 
Acquisition3 268   —   19   —   287 
Balance at December 31, 20211,2  8,041   19,335   5,397   2   32,775 
1 Gross cost of goodwil  as at December 31, 2021 and 2020 was $34.4 bil ion and $34.3 bil ion, respectively.2 Accumulated impairment as at December 31, 2021 and 2020 was $1.6 bil ion.3 In 2021, we recorded $268 mil ion of goodwil  related to the acquisition of Moda. See Note 8 - Acquisitions and Dispositions for 
further discussion.
17.  ACCOUNTS PAYABLE AND OTHER
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Trade payables and operating accrued liabilities
 4,470   3,497 
Dividends payable 1,773   1,728 
Current deferred credits 853   978 
Construction payables and contractor holdbacks 844   855 
Current derivative liabilities (Note 24) 717   896 
Taxes payable 478   622 
Other 632   652 
 9,767   9,228 
46
18.  DEBT
Weighted Average 
December 31,Maturity20212020
Interest Rate9
(mil ions of Canadian dol ars)    
Enbridge Inc.    
US dol ar senior notes 3.2 %2022 - 2051  10,992   8,536 
Medium-term notes 3.9 %2022 - 2064 8,123   8,323 
Sustainability-linked bonds 1.1 %2033 2,363   — 
Fixed-to-fixed subordinated term notes1 5.8 %2080 1,263   1,274 
Fixed-to-floating rate subordinated term notes2 5.8 %2023 - 2028 6,442   6,477 
Floating rate notes32022 - 2023 1,579   956 
Commercial paper and credit facility draws 1.0 %2022 - 2026 7,837   8,719 
Other4 5   5 
Enbridge (U.S.) Inc.
Commercial paper and credit facility draws 0.4 %2023 - 2026 4,845   492 
Other4 7   7 
Enbridge Energy Partners, L.P.
Senior notes 6.5 %2025 - 2045 3,095   3,886 
Enbridge Gas Inc.
Medium-term notes 3.8 %2022 - 2051 9,010   8,485 
Debentures 9.1 %2024 - 2025 210   210 
Commercial paper and credit facility draws 0.5 %2023 1,515   1,121 
Enbridge Pipelines (Southern Lights) L.L.C.
Senior notes 4.0 %2040 949   1,038 
Enbridge Pipelines Inc.
Medium-term notes5 4.0 %2022 - 2051 5,575   4,775 
Debentures 8.2 %2024 200   200 
Commercial paper and credit facility draws 0.7 %2023 667   1,278 
Enbridge Southern Lights LP
Senior notes 4.0 %2040 240   257 
Spectra Energy Capital, LLC
Senior notes 7.0 %2032 - 2038 218   220 
Spectra Energy Partners, LP
Senior notes 3.9 %2022 - 2048 8,451   8,332 
Westcoast Energy Inc.
Medium-term notes 4.5 %2022 - 2041 1,475   1,625 
Debentures  8.1 %2025 - 2026 275   275 
Fair value adjustment  667   750 
Other6 (363)   (344) 
Total debt7    75,640    66,897 
Current maturities    (6,164)    (2,957) 
Short-term borrowings8    (1,515)    (1,121) 
Long-term debt    67,961    62,819 
1For the initial 10 years, the notes carry a fixed interest rate. Subsequently, the interest rate wil  be set to equal to the Five-Year US Treasury Rate plus a margin of 5.31% from years 10 to 30 and a margin of 6.06% from years 30 to 60.
2For the initial 10 years, the notes carry a fixed interest rate. Subsequently, the interest rate wil  be floating and set to equal to the Canadian Dol ar Offered Rate (CDOR) or the London Interbank Offered Rate (LIBOR) plus a margin. The notes would be converted automatical y into Conversion Preference Shares in the event of bankruptcy and related events.
3The notes carry an interest rate equal to the three-month LIBOR plus a margin of 50 basis points and Secured Overnight Financing Rate (SOFR) plus a margin of 40 basis points. 
4Primarily finance lease obligations.
5Included in medium-term notes is $100 mil ion with a maturity date of 2112.
6Primarily unamortized discounts, premiums and debt issuance costs.
72021 - $36 bil ion and US$31 bil ion; 2020 - $35 bil ion and US$24 bil ion. Totals exclude capital lease obligations, unamortized discounts, premiums and debt issuance costs and fair value adjustment.
8Weighted average interest rates on outstanding commercial paper were 0.5% as at December 31, 2021 (2020 - 0.3%).
9Calculated based on term notes, debentures, commercial paper and credit facility draws outstanding as at December 31, 2021.
As at December 31, 2021, al  outstanding debt was unsecured.
47
CREDIT FACILITIESThe fol owing table provides details of our committed credit facilities as at December 31, 2021:
Total 
Maturity1Draws2Available
Facilities
(mil ions of Canadian dol ars)    
Enbridge Inc.2022-2026  9,137   7,837   1,300 
Enbridge (U.S.) Inc.2023-2026  6,948   4,845   2,103 
Enbridge Pipelines Inc.2023  3,000   667   2,333 
Enbridge Gas Inc.2023  2,000   1,515   485 
Total committed credit facilities   21,085   14,864   6,221 
1 Maturity date is inclusive of the one-year term out option for certain credit facilities.2 Includes facility draws and commercial paper issuances that are back-stopped by credit facilities.
 
On February 10, 2021, Enbridge Inc. entered into a three year, revolving, extendible, sustainability-linked credit facility for $1.0 bil ion with a syndicate of lenders and concurrently terminated our one year, revolving, syndicated credit facility for $3.0 bil ion.
On February 25, 2021, two term loans with an aggregate total of US$500 mil ion were repaid with proceeds from a floating rate notes issuance.
On July 22 and 23, 2021, we renewed approximately $8.0 bil ion of our five-year credit facilities, extending the maturity date out to July 2026. We also extended approximately $10.0 bil ion of our 364-day extendible credit facilities to July 2022, which includes a one-year term out provision to July 2023.
On February 10, 2022 we renewed our three year $1.0 bil ion sustainability-linked credit facility, extending the maturity date out to July 2025.
In addition to the committed credit facilities noted above, we maintain $1.3 bil ion of uncommitted demand letter of credit facilities, of which $854 mil ion was unutilized as at December 31, 2021. As at December 31, 2020, we had $849 mil ion of uncommitted demand letter of credit facilities, of which $533 mil ion was unutilized.
Our credit facilities carry a weighted average standby fee of 0.1% per annum on the unused portion and draws bear interest at market rates. Certain credit facilities serve as a back-stop to the commercial paper programs and we have the option to extend such facilities, which are currently scheduled to mature from 2022 to 2026.
As at December 31, 2021 and 2020, commercial paper and credit facility draws, net of short-term borrowings and non-revolving credit facilities that mature within one year, of $11.3 bil ion and $9.9 bil ion, respectively, were supported by the availability of long-term committed credit facilities and, therefore, have been classified as long-term debt.
48
LONG-TERM DEBT ISSUANCESDuring the year ended December 31, 2021, we completed the fol owing long-term debt issuances totaling US$3.9 bil ion and $3.2 bil ion:
Principal 
Company Issue DateAmount
(mil ions of Canadian dol ars unless otherwise stated) 
Enbridge Inc.
February 2021Floating rate senior-notes due February 20231US$500
June 20212.50% Sustainability-linked senior notes due August 2033US$1,000
June 20213.40% senior notes due August 2051US$500
3.10% Sustainability-linked medium-term notes due 
September 2021$1,100
September 2033
September 20214.10% medium-term notes due September 2051$400
October 20210.55% senior notes due October 2023US$500
October 20211.60% senior notes due October 2026US$500
October 20213.40% senior notes due August 2051US$500
Enbridge Gas Inc.
September 20212.35% medium-term notes due September 2031$475
September 20213.20% medium-term notes due September 2051$425
Enbridge Pipelines Inc.
May 20212.82% medium-term notes due May 2031$400
May 20214.20% medium-term notes due May 2051$400
Spectra Energy Partners, LP
September 20212.50% senior notes due September 20312US$400
1 Notes carry an interest rate equal to the SOFR plus a margin of 40 basis points.2 Issued through Texas Eastern Transmission, LP, a whol y-owned operating subsidiary of SEP.
 
On January 19, 2022, we closed a $750 mil ion private placement offering of non-cal  10-year fixed-to-fixed subordinated notes which mature on January 19, 2082. The net proceeds from the offering wil  be used to redeem the Preference Shares, Series 17 at par on March 1, 2022.
LONG-TERM DEBT REPAYMENTSDuring the year ended December 31, 2021, we completed the fol owing long-term debt repayments totaling $1.1 bil ion and US$914 mil ion, respectively:
Principal 
CompanyRepayment DateAmount
(mil ions of Canadian dol ars unless otherwise stated)Enbridge Inc.
February 20214.26% medium-term notes$200
March 20213.16% medium-term notes$400
Enbridge Energy Partners, L.P.
June 20214.20% senior notesUS$600
Enbridge Gas Inc.
May 20212.76% medium-term notes$200
December 20214.77% medium-term notes$175
Enbridge Pipelines (Southern Lights) L.L.C.
June and December 20213.98% senior notesUS$64
Enbridge Southern Lights LP
June and December 20214.01% senior notes$16
Spectra Energy Partners, LP
March 20214.60% senior notesUS$250
Westcoast Energy Inc.
October 20213.88% medium-term notes$150
49
DEBT COVENANTSOur credit facility agreements and term debt indentures include standard events of default and covenant provisions whereby accelerated repayment and/or termination of the agreements may result if we were to default on payment or violate certain covenants. As at December 31, 2021, we were in compliance with al  debt covenants.
INTEREST EXPENSE
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)   
Debentures and term notes 2,850   2,913   2,783 
Commercial paper and credit facility draws 70   123   273 
Amortization of fair value adjustment (50)  (54)  (67) 
Capitalized interest (215)  (192)  (326) 
  2,655   2,790   2,663 
19.  ASSET RETIREMENT OBLIGATIONS Our ARO relate mostly to the retirement of pipelines, renewable power generation assets and obligations related to right-of way agreements and contractual leases for land use.
The discount rates used to estimate the present value of the expected future cash flows for the year ended December 31, 2021 ranged from 0.9% to 9.0% (2020 - 1.8% to 9.0%).
A reconciliation of movements in our ARO liabilities is as fol ows:
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Obligations at beginning of year
 496   520 
Liabilities disposed —   — 
Liabilities incurred —   — 
Liabilities settled (67)  (30) 
Change in estimate and other 70   — 
Foreign currency translation adjustment (3)  (6) 
Accretion expense 6   12 
Obligations at end of year 502   496 
Presented as fol ows:
Accounts payable and other 160   56 
Other long-term liabilities 342   440 
 502   496 
50
20.  NONCONTROLLING INTERESTS NONCONTROLLING INTERESTSThe fol owing table provides additional information regarding Noncontrol ing interests as presented in our Consolidated Statements of Financial Position:
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Algonquin Gas Transmission, L.L.C
 377   384 
Maritimes & Northeast Pipeline, L.L.C 546   558 
Renewable energy assets 1,503    1,646 
Westcoast Energy Inc.1 116   408 
 2,542    2,996 
1 Includes nil and 12 mil ion cumulative redeemable preferred shares as at December 31, 2021 and 2020, respectively.
Westcoast Energy Inc. Preferred Shares Redemption On March 20, 2019, Westcoast Energy Inc. (Westcoast) exercised its right to redeem al  of its outstanding 5.5% Cumulative Redeemable First Preferred Shares, Series 7 (Series 7 Shares) and al  of its outstanding 5.6% Cumulative Redeemable First Preferred Shares, Series 8 (Series 8 Shares) at a price of $25 per Series 7 Share and $25 per Series 8 Share, respectively, for a total payment of $300 mil ion. In addition, payment of $4 mil ion was made for al  accrued and unpaid dividends. As a result, we recorded a $300 mil ion decrease in Noncontrol ing interests for the year ended December 31, 2019.
On January 15, 2021, Westcoast redeemed its Cumulative Five-Year Minimum Rate Reset Redeemable First Preferred Shares, Series 10 with a par value of $115 mil ion. The par value of $115 mil ion was included in Accounts payable and other in the Consolidated Statements of Financial Position as at December 31, 2020.
On October 15, 2021, Westcoast redeemed its Cumulative Five-Year Minimum Rate Reset Redeemable First Preferred Shares, Series 12 with a par value of $300 mil ion. As a result, we recorded a decrease of $293 mil ion, which represents the par value less related issuance costs, in Noncontrol ing interests for the year ended December 31, 2021.
21.  SHARE CAPITAL Our authorized share capital consists of an unlimited number of common shares with no par value and an unlimited number of preference shares.
COMMON SHARES
202120202019
NumberNumberNumberof of 
December 31,SharesAmountShares Amount of Shares Amount
(mil ions of Canadian dol ars; number of shares in 
mil ions)Balance at beginning of year
 2,026    64,768    2,025    64,746   2,022   64,677 
Shares issued on exercise of stock 
options —   31   1   22   3   69 
Balance at end of year 2,026    64,799    2,026    64,768   2,025   64,746 
 
51
PREFERENCE SHARES
202120202019
NumberNumberNumber
December 31,of SharesAmount of SharesAmount of SharesAmount
(mil ions of Canadian dol ars; number of 
shares in mil ions)Preference Shares, Series A
 5   125   5   125   5   125 
Preference Shares, Series B 18   457   18   457   18   457 
Preference Shares, Series C 2   43   2   43   2   43 
Preference Shares, Series D 18   450   18   450   18   450 
Preference Shares, Series F 20   500   20   500   20   500 
Preference Shares, Series H 14   350   14   350   14   350 
Preference Shares, Series J 8   199   8   199   8   199 
Preference Shares, Series L 16   411   16   411   16   411 
Preference Shares, Series N 18   450   18   450   18   450 
Preference Shares, Series P 16   400   16   400   16   400 
Preference Shares, Series R 16   400   16   400   16   400 
Preference Shares, Series 1 16   411   16   411   16   411 
Preference Shares, Series 3 24   600   24   600   24   600 
Preference Shares, Series 5 8   206   8   206   8   206 
Preference Shares, Series 7 10   250   10   250   10   250 
Preference Shares, Series 9 11   275   11   275   11   275 
Preference Shares, Series 11 20   500   20   500   20   500 
Preference Shares, Series 13 14   350   14   350   14   350 
Preference Shares, Series 15 11   275   11   275   11   275 
Preference Shares, Series 17 30   750   30   750   30   750 
Preference Shares, Series 19 20   500   20   500   20   500 
Issuance costs (155)  (155)  (155) 
Balance at end of year   7,747  7,747  7,747 
52
Characteristics of the preference shares are as fol ows:
Per Share BaseRedemption andRight to
RedemptionConversionConvert
Dividend RateDividend1Value2Option Date2,3Into3,4
(Canadian dol ars unless otherwise stated)Preference Shares, Series A
 5.50 %$1.37500$25  —   — 
Preference Shares, Series B 3.42 %$0.85360$25June 1, 2022Series C
3-month treasury bil  
Preference Shares, Series C5plus 2.40%  — $25June 1, 2022Series B
Preference Shares, Series D 4.46 %$1.11500$25March 1, 2023Series E
Preference Shares, Series F 4.69 %$1.17224$25June 1, 2023Series G
Preference Shares, Series H 4.38 %$1.09400$25September 1, 2023Series I
Preference Shares, Series J 4.89 % US$1.22160US$25June 1, 2022Series K
Preference Shares, Series L 4.96 % US$1.23972US$25September 1, 2022Series M
Preference Shares, Series N 5.09 %$1.27152$25December 1, 2023Series O
Preference Shares, Series P 4.38 %$1.09476$25March 1, 2024Series Q
Preference Shares, Series R 4.07 %$1.01825$25June 1, 2024Series S
Preference Shares, Series 1 5.95 % US$1.48728US$25June 1, 2023Series 2
Preference Shares, Series 3 3.74 %$0.93425$25September 1, 2024Series 4
Preference Shares, Series 5 5.38 % US$1.34383US$25March 1, 2024Series 6
Preference Shares, Series 7 4.45 %$1.11224$25March 1, 2024Series 8
Preference Shares, Series 9 4.10 %$1.02424$25December 1, 2024Series 10
Preference Shares, Series 11 3.94 %$0.98452$25March 1, 2025Series 12
Preference Shares, Series 13 3.04 %$0.76076$25June 1, 2025Series 14
Preference Shares, Series 15 2.98 %$0.74576$25September 1, 2025Series 16
Preference Shares, Series 17 5.15 %$1.28750$25March 1, 2022Series 18
Preference Shares, Series 19 4.90 %$1.22500$25March 1, 2023Series 20
1 The holder is entitled to receive a fixed, cumulative, quarterly preferential dividend, as declared by the Board of Directors. With 
the exception of Series A and Series C Preference Shares, such fixed dividend rate resets every five years beginning on the initial redemption and conversion option date. The Series 17 and Series 19 Preference Shares contain a feature where the fixed dividend rate, when reset every five years, wil  not be less than 5.15% and 4.90%, respectively. No other series of Preference Shares has this feature.
2 Series A Preference Shares may be redeemed any time at our option. For al  other series of Preference Shares, we may at our 
option, redeem al  or a portion of the outstanding Preference Shares for the Base Redemption Value per share plus al  accrued and unpaid dividends on the Redemption Option Date and on every fifth anniversary thereafter.
3 The holder wil  have the right, subject to certain conditions, to convert their shares into Cumulative Redeemable Preference 
Shares of a specified series on a one-for-one basis on the Conversion Option Date and every fifth anniversary thereafter at an ascribed issue price equal to the Base Redemption Value.
4 With the exception of Series A Preference Shares, after the redemption and conversion option dates, holders may elect to receive 
quarterly floating rate cumulative dividends per share at a rate equal to: $25 x (number of days in quarter/number of days in a year) x three-month Government of Canada treasury bil  rate + 2.4% (Series C), 2.4% (Series E), 2.5% (Series G), 2.1% (Series I), 2.7% (Series O), 2.5% (Series Q), 2.5% (Series S), 2.4% (Series 4), 2.6% (Series 8), 2.7% (Series 10), 2.6% (Series 12), 2.7% (Series 14), 2.7% (Series 16), 4.1% (Series 18) or 3.2% (Series 20); or US$25 x (number of days in quarter/number of days in a year) x three-month US Government treasury bil  rate + 3.1% (Series K), 3.2% (Series M), 3.1% (Series 2) or 2.8% (Series 6).
5 The floating quarterly dividend amount for the Series C Preference Shares was increased to $0.15501 from $0.15349 on March 1, 
2021, was increased to $0.15753 from $0.15501 on June 1, 2021, was increased to $0.16081 from $0.15753 on September 1, 2021 and was decreased to $0.15719 from $0.16081 on December 1, 2021, due to reset on a quarterly basis fol owing the issuance thereof. 
PREFERENCE SHARE REDEMPTIONWe intend to exercise our right to redeem al  of our outstanding cumulative redeemable minimum rate reset preference shares, Series 17, on March 1, 2022 at a price of $25 per Series 17 share, together with al  accrued and unpaid dividends, if any.
53
SHAREHOLDER RIGHTS PLANThe Shareholder Rights Plan is designed to encourage the fair treatment of our shareholders in connection with any takeover offer. Rights issued under the plan become exercisable when a person and any related parties acquires or announces its intention to acquire 20% or more of our outstanding common shares without complying with certain provisions set out in the plan or without approval of our Board of Directors. Should such an acquisition occur, each rights holder, other than the acquiring person and related parties, wil  have the right to purchase our common shares at a 50% discount to the market price at that time.
22.  STOCK OPTION AND STOCK UNIT PLANS
We maintain three long-term incentive compensation plans: the ISO Plan, the PSU Plan and the RSU Plan. Total stock-based compensation expense recorded for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 was $157 mil ion, $145 mil ion and $117 mil ion, respectively. Disclosure of activity and assumptions for material stock-based compensation plans are included below. INCENTIVE STOCK OPTIONSCertain key employees are granted ISOs to purchase common shares at the grant date market price. ISOs vest in equal annual instal ments over a four-year period and expire 10 years after the issue date.
Weighted
WeightedAverage
AverageRemainingAggregate
ExerciseContractualIntrinsic
December 31, 2021NumberPriceLife (years)Value
(options in thousands; intrinsic value in mil ions of Canadian 
dol ars; weighted average exercise price in Canadian dol ars)
     35,494   48.65 
Options outstanding at beginning of year
   4,072   43.86 
Options granted
  Options exercised1 (4,142)  41.85 
  
Options cancel ed or expired (1,407)  50.74 
  
Options outstanding at end of year 34,017   49.28 5.7  128 
Options vested at end of year2 22,029   49.84 4.5  64 
1 The total intrinsic value of ISOs exercised during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 was $24 mil ion, $13 
mil ion and $58 mil ion, respectively, and cash received on exercise was $2 mil ion, $4 mil ion and $1 mil ion, respectively.
2 The total fair value of ISOs exercised during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 was $25 mil ion, $30 mil ion 
and $32 mil ion, respectively.
54
Weighted average assumptions used to determine the fair value of ISOs granted using the Black-Scholes-Merton option pricing model are as fol ows:
Year ended December 31,202120202019
Fair value per option (Canadian dol ars)1 4.10   4.01   4.37 
Valuation assumptions
Expected option term (years)2665
Expected volatility3 25.5 % 18.3 % 19.9 %
Expected dividend yield4 7.6 % 5.9 % 6.1 %
Risk-free interest rate5 0.7 % 1.3 % 2.0 %
1 Options granted to US employees are based on NYSE prices. The option value and assumptions shown are based on a weighted 
average of the US and the Canadian options. The fair values per option for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 were $3.91, $3.75 and $4.04, respectively, for Canadian employees and US$3.65, US$3.62 and US$4.09, respectively, for US employees.
2 The expected option term is six years based on historical exercise practice and five years for retirement eligible employees.3 Expected volatility is determined with reference to historic daily share price volatility and consideration of the implied volatility 
observable in cal  option values near the grant date.
4 The expected dividend yield is the current annual dividend at the grant date divided by the current stock price.5 The risk-free interest rate is based on the Government of Canada’s Canadian Bond Yields and the US Treasury Bond Yields.
Compensation expense recorded for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 for ISOs was $16 mil ion, $24 mil ion and $32 mil ion, respectively. As at December 31, 2021, unrecognized compensation expense related to non-vested stock-based compensation arrangements granted under the ISO Plan was $11 mil ion. The expense is expected to be ful y recognized over a weighted average period of approximately two years. PERFORMANCE STOCK UNITSUnder PSU awards for certain key employees, cash awards are paid fol owing a three-year performance cycle. Awards are calculated by multiplying the number of units outstanding at the end of the performance period by Enbridge's weighted average share price for 20 days prior to the maturity of the grant and by a performance multiplier. The performance multiplier ranges from zero, if our performance fails to meet threshold performance levels, to a maximum of two if we perform within the highest range of the performance targets. The performance multiplier is derived through a calculation of our Total Shareholder Return percentile rank, in each case relative to a specified peer group of companies and our distributable cash flow per share, adjusted for unusual, non-operating or non-recurring items, relative to targets established at the time of grant. To calculate the 2021 expense, a multiplier of 0.5 was used for 2021 PSU grants, 0.5 for 2020 PSU grants and 1.3 for the 2019 PSU grants.
Weighted
Average
RemainingAggregate
ContractualIntrinsic
December 31, 2021NumberLife (years)Value
(units in thousands; intrinsic value in mil ions of Canadian dol ars)
    3,056 
Units outstanding at beginning of year
Units granted 1,895 
Units cancel ed (76) 
Units matured1 (1,664) 
Dividend reinvestment 218 
Units outstanding at end of year 3,429 1.1  181 
1 The total amount paid during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 for PSUs was $70 mil ion, $14 mil ion and $19 
mil ion, respectively.
 
55
Compensation expense recorded for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 for PSUs was $56 mil ion, $76 mil ion and $40 mil ion, respectively. As at December 31, 2021, unrecognized compensation expense related to non-vested PSUs was $31 mil ion. The expense is expected to be ful y recognized over a weighted average period of approximately two years.
RESTRICTED STOCK UNITSUnder RSU awards, cash awards are paid to certain of our employees vesting in equal instal ments on each of the first, second and third anniversaries of the grant date. Share settled awards are given to certain senior management employees fol owing a three year maturity period. RSU holders receive cash or shares equal to our weighted average share price for 20 days prior to the maturity of the grant multiplied by the units outstanding on the maturity date. 
Weighted
Average
RemainingAggregate
Contractual Intrinsic 
December 31, 2021NumberLife (years)Value
(units in thousands; intrinsic value in mil ions of Canadian dol ars)Units outstanding at beginning of year
 2,453 
  Units granted 1,514 
  Units cancel ed (75) 
  Units matured1  (1,433) 
  Dividend reinvestment 246 
  
Units outstanding at end of year 2,705 1.1  129 
1 The total amount paid during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 for RSUs was $72 mil ion, $27 mil ion and $34 
mil ion, respectively.
 Compensation expense recorded for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 for RSUs was $85 mil ion, $44 mil ion and $41 mil ion, respectively. As at December 31, 2021, unrecognized compensation expense related to non-vested RSUs was $62 mil ion. The expense is expected to be ful y recognized over a weighted average period of approximately two years.
56
23.  COMPONENTS OF ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE 
INCOME/(LOSS) 
 Changes in AOCI attributable to our common shareholders for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 are as fol ows:
ExcludedPension 
Cash ComponentsNetCumulativeand
Flowof Fair ValueInvestmentTranslationEquityOPEB
HedgesHedgesHedgesAdjustmentInvesteesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)
      
Balance at January 1, 2021  (1,326)   5   (215)   568   66   (499)    (1,401) 
Other comprehensive income/(loss) 
retained in AOCI 238   (5)   49   (492)   (12)   520   298 
Other comprehensive (income)/loss 
reclassified to earnings
      Interest rate contracts1 296   —   —   —   —   —   296 
Commodity contracts2 1   —   —   —   —   —   1 
Foreign exchange contracts3 5   —   —   —   —   —   5 
Other contracts4 2   —   —   —   —   —   2 
Equity investment disposal —   —   —   —   (66)   —   (66) 
 Amortization of pension and OPEB 
actuarial loss and prior service costs5  —   —   —   —   —   28   28 
Other 17   —   —   (20)   3   —   — 
  559   (5)   49   (512)   (75)   548   564 
Tax impact 
     
Income tax on amounts retained in 
AOCI (61)   —   —   —   —   (126)   (187) 
Income tax on amounts reclassified to 
earnings (69)   —   —   —   4   (7)   (72) 
  (130)   —   —   —   4   (133)   (259) 
Balance at December 31, 2021 (897)   —   (166)   56   (5)   (84)    (1,096) 
ExcludedPension 
Cash ComponentsNetCumulativeand
Flowof Fair ValueInvestmentTranslationEquityOPEB
HedgesHedgesHedgesAdjustmentInvesteesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)
Balance at January 1, 2020  (1,073)   —   (317)   1,396   67   (345)   (272) 
Other comprehensive income/(loss) 
retained in AOCI (591)   5   115   (828)   (2)   (221)    (1,522) 
Other comprehensive (income)/loss 
reclassified to earningsInterest rate contracts1
 253   —   —   —   —   —   253 
Foreign exchange contracts3 5   —   —   —   —   —   5 
Other contracts4 (2)   —   —   —   —   —   (2) 
 Amortization of pension and OPEB 
actuarial loss and prior service costs5  —   —   —   —   —   17   17 
 (335)   5   115   (828)   (2)   (204)    (1,249) 
Tax impact
Income tax on amounts retained in 
AOCI 140   —   (13)   —   1   54   182 
Income tax on amounts reclassified to 
earnings (58)   —   —   —   —   (4)   (62) 
 82   —   (13)   —   1   50   120 
Balance at December 31, 2020  (1,326)   5   (215)   568   66   (499)    (1,401) 
 
57
NetCumulativePension and
Cash FlowInvestmentTranslationEquityOPEB
HedgesHedgesAdjustmentInvesteesAdjustmentTotal
(mil ions of Canadian dol ars)
Balance at January 1, 2019 (770)   (598)   4,323   34   (317)   2,672 
Other comprehensive income/(loss) retained 
in AOCI (599)   320   (2,927)   34   (124)   (3,296) 
Other comprehensive (income)/loss 
reclassified to earningsInterest rate contracts1
 157   —   —   —   —   157 
Commodity contracts2 (1)   —   —   —   —   (1) 
Foreign exchange contracts3 5   —   —   —   —   5 
Other contracts4 (3)   —   —   —   —   (3) 
 Amortization of pension and OPEB 
actuarial loss and prior service costs5 —   —   —   —   17   17 
 (441)   320   (2,927)   34   (107)   (3,121) 
Tax impact
Income tax on amounts retained in AOCI 169   (39)   —   6   28   164 
Income tax on amounts reclassified to 
earnings (31)   —   —   —   (4)   (35) 
 138   (39)   —   6   24   129 
Other —   —   —   (7)   55   48 
Balance at December 31, 2019 (1,073)   (317)   1,396   67   (345)   (272) 
1 Reported within Interest expense in the Consolidated Statements of Earnings.2 Reported within Transportation and other services revenue, Commodity sales revenue, Commodity costs and Operating and 
administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings.
3 Reported within Transportation and other services revenue and Net foreign currency gain in the Consolidated Statements of 
Earnings.
4 Reported within Operating and administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings.5 These components are included in the computation of net benefit costs and are reported within Other income/(expense) in the 
Consolidated Statements of Earnings.
24.  RISK MANAGEMENT AND FINANCIAL INSTRUMENTS MARKET RISKOur earnings, cash flows and OCI are subject to movements in foreign exchange rates, interest rates, commodity prices and our share price (col ectively, market risks). 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.  Foreign Exchange RiskWe generate certain revenues, incur expenses and hold a number of investments and subsidiaries that are denominated in currencies other than Canadian dol ars. As a result, our earnings, cash flows and OCI are exposed to fluctuations resulting from foreign exchange rate variability. We employ financial derivative instruments to hedge foreign currency denominated earnings exposure. A combination of qualifying and non-qualifying derivative instruments is used to hedge anticipated foreign currency denominated revenues and expenses and to manage variability in cash flows. We hedge certain net investments in US dol ar denominated investments and subsidiaries using foreign currency derivatives and US dol ar denominated debt. 
58
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 monitor our debt portfolio mix of fixed and variable rate debt instruments to manage a consolidated portfolio of floating rate debt within the Board of Directors approved policy limit of a maximum of 30% of floating rate debt as a percentage of total debt outstanding. 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. We have implemented a program to 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 3.9%.
We are exposed to changes in the fair value of fixed rate debt that arise as a result of changes in market interest rates. Pay floating-receive fixed interest rate swaps are used, when applicable, to hedge against future changes to the fair value of fixed rate debt which mitigates the impact of fluctuations in fair value via execution of fixed to floating interest rate swaps. As at December 31, 2021, we do not have any pay floating-receive 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 term debt issuances. Forward starting interest rate swaps are used to hedge against the effect of future interest rate movements. We have established a program including some of our subsidiaries 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%.  Commodity Price RiskOur earnings and cash flows are exposed to changes in commodity prices as a result of our ownership interests in certain assets and investments, as wel  as through the activities of our energy services subsidiaries. These commodities include natural gas, crude oil, power and NGL. We employ financial and physical derivative instruments to fix a portion of the variable price exposures that arise from physical transactions involving these commodities. We use primarily non-qualifying derivative instruments to manage commodity price risk. Equity Price RiskEquity price risk is the risk of earnings fluctuations due to changes in our share price. We have exposure to our own common share price through the issuance of various forms of stock-based compensation, which affect earnings through revaluation of the outstanding units every period. We use equity derivatives to manage the earnings volatility derived from one form of stock-based compensation, restricted share units. We use a combination of qualifying and non-qualifying derivative instruments to manage equity price risk. 
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 policy of entering into individual International Swaps and Derivatives Association, Inc. agreements, or other similar derivative agreements, with the majority of our financial 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 events and reduce our credit risk exposure on financial derivative asset positions outstanding with the counterparties in those circumstances.
59
The fol owing table summarizes the maximum potential settlement amounts in the event of these specific circumstances. Al  amounts are presented gross in the Consolidated Statements of Financial Position.
DerivativeDerivativeDerivativeTotal Gross
InstrumentsInstrumentsInstrumentsNon-Derivative
Used asUsed as NetUsed asQualifyingDerivative Instruments AmountsTotal Net
Cash Flow Investment Fair Value as Available for Derivative 
December 31, 2021HedgesHedgesHedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)
      
Accounts receivable and other
      
Foreign exchange contracts —   —   —   259   259   (41)   218 
Interest rate contracts 64   —   —   —   64   —   64 
Commodity contracts —   —   —   204   204   (129)   75 
Other contracts —   —   —   2   2   —   2 
  64   —   —   465   529   (170)   359 
Deferred amounts and other assets
    
Foreign exchange contracts —   —   —   240   240   (61)   179 
Interest rate contracts 88   —   —   —   88   (1)   87 
Commodity contracts —   —   —   29   29   (13)   16 
Other contracts —   —   —   3   3   —   3 
  88   —   —   272   360   (75)   285 
Accounts payable and other
    
Foreign exchange contracts (15)   —   (112)   (176)   (303)   41   (262) 
Interest rate contracts (150)   —   —   —   (150)   —   (150) 
Commodity contracts (14)   —   —   (250)   (264)   129   (135) 
Other contracts —   —   —   —   —   —   — 
 (179)   —   (112)   (426)   (717)   170   (547) 
Other long-term liabilities
    
Foreign exchange contracts —   —   —   (423)   (423)   61   (362) 
Interest rate contracts (1)   —   —   (23)   (24)   1   (23) 
Commodity contracts (17)   —   —   (67)   (84)   13   (71) 
Other contracts —   —   —   —   —   —   — 
 (18)   —   —   (513)   (531)   75   (456) 
Total net derivative asset/(liability)
    
Foreign exchange contracts (15)   —   (112)   (100)   (227)   —   (227) 
Interest rate contracts 1   —   —   (23)   (22)   —   (22) 
Commodity contracts (31)   —   —   (84)   (115)   —   (115) 
Other contracts —   —   —   5   5   —   5 
  (45)   —   (112)   (202)   (359)   —   (359) 
60
DerivativeDerivativeDerivative Total Gross
InstrumentsInstrumentsInstruments Non-Derivative
Used asUsed as Net Used as QualifyingDerivative Instruments AmountsTotal Net
Cash Flow Investment Fair Value as Available for Derivative 
December 31, 2020HedgesHedgesHedgesInstrumentsPresentedOffsetInstruments
(mil ions of Canadian dol ars)      
Accounts receivable and other      
Foreign exchange contracts —   —   —   180   180   (28)   152 
Interest rate contracts —   —   —   —   —   —   — 
Commodity contracts —   —   —   143   143   (81)   62 
Other contracts —   —   —   —   —   —   — 
  —   —   —   323   323   (109)   214 
Deferred amounts and other assets    
   Foreign exchange contracts 14   —   —   452   466   (218)   248 
   Interest rate contracts 56   —   —   —   56   (25)   31 
   Commodity contracts —   —   —   39   39   (9)   30 
   Other contracts —   —   —   —   —   —   — 
  70   —   —   491   561   (252)   309 
Accounts payable and other     
   Foreign exchange contracts (5)   —   (29)   (151)   (185)   28   (157) 
   Interest rate contracts (423)   —   —   (2)   (425)   —   (425) 
   Commodity contracts (2)   —   —   (278)   (280)   81   (199) 
   Other contracts (1)   —   —   (3)   (4)   —   (4) 
  (431)   —   (29)   (434)   (894)   109   (785) 
Other long-term liabilities     
   Foreign exchange contracts —   —   (87)   (673)   (760)   218   (542) 
   Interest rate contracts (218)   —   —   (23)   (241)   25   (216) 
   Commodity contracts (1)   —   —   (57)   (58)   9   (49) 
Other contracts —   —   —   —   —   —   — 
  (219)   —   (87)   (753)   (1,059)   252   (807) 
Total net derivative asset/(liability)    
   Foreign exchange contracts 9   —   (116)   (192)   (299)   —   (299) 
   Interest rate contracts (585)   —   —   (25)   (610)   —   (610) 
   Commodity contracts (3)   —   —   (153)   (156)   —   (156) 
   Other contracts (1)   —   —   (3)   (4)   —   (4) 
  (580)   —   (116)   (373)   (1,069)   —   (1,069) 
 
61
The fol owing table summarizes the maturity and notional principal or quantity outstanding related to our derivative instruments.
20212020
As at December 31,20222023202420252026 ThereafterTotalTotal
Foreign exchange contracts - US 
dol ar forwards - purchase 
(mil ions of US dol ars) 2,508   —   —   —   —   —   2,508   3,522 
Foreign exchange contracts - US 
dol ar forwards - sel  (mil ions of 
US dol ars) 9,245   5,596   4,346   3,174   2,574   492   25,427   17,859 
Foreign exchange contracts - 
British pound (GBP) forwards - 
sel  (mil ions of GBP) 28   29   30   30   28   32  177  265 
Foreign exchange contracts - Euro 
forwards - sel  (mil ions of Euro) 104   92   91   86   85   343  801  885 
Foreign exchange contracts - 
Japanese yen forwards - 
purchase (mil ions of yen)  72,500   —   —   —   —   —   72,500   72,500 
Interest rate contracts - short-term 
pay fixed rate (mil ions of 
Canadian dol ars) 395   47   35   30   26   64  597   4,635 
Interest rate contracts - long-term 
pay fixed rate (mil ions of 
Canadian dol ars) 2,363   1,784   1,132   —   —   —   5,279   5,396 
Equity contracts (mil ions of 
Canadian dol ars) 20   26   21   —   —   —  67  62 
Commodity contracts - natural gas 
(bil ions of cubic feet) 165   18   5   11   —   —  199  173 
Commodity contracts - crude oil 
(mil ions of barrels) 12   —   —   —   —   —  12  15 
Commodity contracts - power 
11
(megawatt per hour (MW/H) (43)   (43)   (43)   (43)   —   —  (43)  (35) 
1 Total is an average net purchase/(sel ) of power.
62
The Effect of Derivative Instruments on the Statements of Earnings and Comprehensive Income
 The fol owing table presents the effect of cash flow hedges and net investment hedges on our consolidated earnings and consolidated comprehensive income, before the effect of income taxes:
202120202019
 
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Amount of unrealized gain/(loss) recognized in OCI
   
Cash flow hedges
    (29)  (1)  (19) 
Foreign exchange contracts
Interest rate contracts 252   (595)  (559) 
Commodity contracts (28)  2   (25) 
Other contracts 1   (3)  10 
Fair value hedges
Foreign exchange contracts (5)  5   — 
Net investment hedges
    —   13   2 
Foreign exchange contracts
  191   (579)  (591) 
Amount of (gain)/loss reclassified from AOCI to earnings 
   Foreign exchange contracts1 5   5   5 
Interest rate contracts2 296   253   157 
Commodity contracts3 1   —   (1) 
Other contracts4 2   (2)  (3) 
 304   256   158 
 
1 Reported within Transportation and other services revenues and Net foreign currency gain/(loss) in the Consolidated Statements 
of Earnings.
2 Reported within Interest expense in the Consolidated Statements of Earnings. 3 Reported within Transportation and other services revenue, Commodity sales revenues, Commodity costs and Operating and 
administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings.
4 Reported within Operating and administrative expenses in the Consolidated Statements of Earnings. We estimate that a loss of $47 mil ion from AOCI related to cash flow hedges wil  be reclassified to earnings in the next 12 months. Actual amounts reclassified to earnings depend on the foreign exchange rates, interest rates and commodity prices 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 36 months as at December 31, 2021.
Fair Value DerivativesFor interest rate derivative instruments that are designated and qualify as fair value hedges, the gain or loss on the derivative as wel  as the offsetting loss or gain on the hedged item attributable to the hedged risk is included in Interest expense in the Consolidated Statements of Earnings. 
Year ended December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Unrealized gain/(loss) on derivative
 8   (116) 
Unrealized gain/(loss) on hedged item (15)  133 
Realized loss on derivative (41)  (12) 
Realized gain on hedged item 45   — 
63
Non-Qualifying DerivativesThe fol owing table presents the unrealized gains and losses associated with changes in the fair value of our non-qualifying derivatives:
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
   Foreign exchange contracts1 92   902   1,626 
Interest rate contracts2 2   (25)  178 
Commodity contracts3 71   (114)  (62) 
Other contracts4 8   (7)  9 
Total unrealized derivative fair value gain/(loss), net 173   756   1,751 
1 For the respective annual periods, reported within Transportation and other services revenue (2021 - $98 mil ion gain; 2020 - 
$533 mil ion gain; 2019 - $930 mil ion gain) and Net foreign currency gain/(loss) (2021 - $6 mil ion loss; 2020 - $369 mil ion gain; 2019 - $696 mil ion gain) in the Consolidated Statements of Earnings.
2 Reported as an increase within Interest expense in the Consolidated Statements of Earnings.3 For the respective annual periods, reported within Transportation and other services revenue (2021 - $9 mil ion gain; 2020 - $2 
mil ion loss; 2019 - $26 mil ion loss), Commodity sales (2021 - $160 mil ion gain; 2020 - $321 mil ion loss; 2019 - $544 mil ion loss), Commodity costs (2021 - $105 mil ion loss; 2020 - $207 mil ion gain; 2019 - $459 mil ion gain) and Operating and administrative expense (2021 - $7 mil ion gain; 2020 - $2 mil ion gain; 2019 - $49 mil ion gain) in the Consolidated Statements of Earnings.
4 Reported within Operating and administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings. LIQUIDITY RISKLiquidity risk is the risk that we wil  not be able to meet our financial obligations, including commitments and guarantees, as they become due. In order to mitigate this risk, we forecast cash requirements over a 12-month rol ing time period to determine whether sufficient funds wil  be available and maintain substantial capacity under our committed bank lines of credit to address any contingencies. Our primary sources of liquidity and capital resources are funds generated from operations, the issuance of commercial paper and draws under committed credit facilities and long-term debt, which includes debentures and medium-term notes. We also maintain current shelf prospectuses with securities regulators which enables ready access to either the Canadian or US public capital markets, subject to market conditions. In addition, we maintain sufficient liquidity through committed credit facilities with a diversified group of banks and institutions which, if necessary, enables us to fund al  anticipated requirements for approximately one year without accessing the capital markets. We are in compliance with al  the terms and conditions of our committed credit facility agreements and term debt indentures as at December 31, 2021. As a result, al  credit facilities are available to us and the banks are obligated to fund and have been funding us under the terms of the facilities.
CREDIT RISKEntering into derivative instruments may result in exposure to credit risk from the possibility that a counterparty wil  default on its contractual obligations. In order to mitigate this risk, we enter into risk management transactions primarily with institutions that possess strong investment grade credit ratings. Credit risk relating to derivative counterparties is mitigated through maintenance and monitoring of credit exposure limits and contractual requirements, netting arrangements, and ongoing monitoring of counterparty credit exposure using external credit rating services and other analytical tools.
64
We have credit concentrations and credit exposure, with respect to derivative instruments, in the fol owing counterparty segments:
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
  Canadian financial institutions 424   481 
US financial institutions 130   99 
European financial institutions 181   28 
Asian financial institutions 30   167 
Other1 122   97 
 887   872 
 
1 Other is comprised of commodity clearing house and physical natural gas and crude oil counterparties. As at December 31, 2021, we provided letters of credit totaling nil in lieu of providing cash col ateral to our counterparties pursuant to the terms of the relevant International Swaps and Derivatives Association agreements. We held no cash col ateral on derivative asset exposures as at December 31, 2021 and December 31, 2020. Gross derivative balances have been presented without the effects of col ateral posted. Derivative assets are adjusted for non-performance risk of our counterparties using their credit default swap spread rates, and are reflected at fair value. For derivative liabilities, our non-performance risk is considered in the valuation. Credit risk also arises from trade and other long-term receivables, and is mitigated through credit exposure limits and contractual requirements, assessment of credit ratings and netting arrangements. Within Enbridge Gas, credit risk is mitigated by the utilities' large and diversified customer base and the ability to recover an estimate for doubtful accounts through the ratemaking 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 and provide for receivables older than 30 days as past due. The maximum exposure to credit risk related to non-derivative financial assets is their carrying value. 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 value of financial instruments reflects our best estimates of market value based on general y accepted valuation techniques or models and is 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. Our Level 1 instruments consist primarily of exchange traded derivatives used to mitigate the risk of crude oil price fluctuations. 
65
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 foreign exchange forward and cross currency swap contracts, interest rate swaps, physical forward commodity contracts, as wel  as commodity swaps for which observable inputs can be obtained.
We have also categorized the fair value of our held to maturity preferred share investment and long-term debt as Level 2. The fair value of our held to maturity preferred share investment is primarily based on the yield of certain Government of Canada bonds. The fair value of our long-term debt is based on quoted market prices for instruments of similar yield, credit risk and tenor. 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 derivatives’ 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 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. Derivatives valued using Level 3 inputs primarily include long-dated derivative power contracts and NGL and natural gas contracts, basis swaps, commodity swaps, power and energy swaps, as wel  as physical forward commodity contracts. We do not have any other financial instruments categorized in 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. These methods include discounted cash flows for forwards and swaps and Black-Scholes-Merton pricing models for options. Depending on the type of derivative and nature of the underlying risk, we use observable market prices (interest, foreign exchange, commodity and share price) 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.
66
We have categorized our derivative assets and liabilities measured at fair value as fol ows:
Total Gross 
Derivative 
December 31, 2021Level 1Level 2Level 3Instruments
(mil ions of Canadian dol ars)
    
Financial assets
      
Current derivative assets
  
Foreign exchange contracts —   259   —   259 
Interest rate contracts —   64   —   64 
Commodity contracts 38   71   95   204 
Other contracts —   2   —   2 
  38   396   95   529 
Long-term derivative assets   
Foreign exchange contracts —   240   —   240 
Interest rate contracts —   88   —   88 
Commodity contracts —   21   8   29 
Other contracts —   3   —   3 
  —   352   8   360 
Financial liabilities   
Current derivative liabilities   
Foreign exchange contracts —   (303)   —   (303) 
Interest rate contracts —   (150)   —   (150) 
Commodity contracts (52)   (66)   (146)   (264) 
Other contracts —   —   —   — 
  (52)   (519)   (146)   (717) 
Long-term derivative liabilities   
Foreign exchange contracts —   (423)   —   (423) 
Interest rate contracts —   (24)   —   (24) 
Commodity contracts —   (19)   (65)   (84) 
Other contracts —   —   —   — 
  —   (466)   (65)   (531) 
Total net financial asset/(liability)   
Foreign exchange contracts —   (227)   —   (227) 
Interest rate contracts —   (22)   —   (22) 
Commodity contracts (14)   7   (108)   (115) 
Other contracts —   5   —   5 
  (14)   (237)   (108)   (359) 
67
Total Gross 
Derivative 
December 31, 2020Level 1Level 2Level 3Instruments
(mil ions of Canadian dol ars)    
Financial assets
    
Current derivative assets
    
Foreign exchange contracts —   180   —   180 
Interest rate contracts —   —   —   — 
Commodity contracts 43   33   67   143 
Other contracts —   —   —   — 
  43   213   67   323 
Long-term derivative assets   
Foreign exchange contracts —   466   —   466 
Interest rate contracts —   56   —   56 
Commodity contracts 1   24   14   39 
Other contracts —   —   —   — 
  1   546   14   561 
Financial liabilities   
Current derivative liabilities   
Foreign exchange contracts —   (185)   —   (185) 
Interest rate contracts —   (425)   —   (425) 
Commodity contracts (39)   (18)   (223)   (280) 
Other contracts —   (4)   —   (4) 
  (39)   (632)   (223)   (894) 
Long-term derivative liabilities   
Foreign exchange contracts —   (760)   —   (760) 
Interest rate contracts —   (241)   —   (241) 
Commodity contracts (1)   (8)   (49)   (58) 
Other contracts —   —   —   — 
  (1)   (1,009)   (49)   (1,059) 
Total net financial asset/(liability)   
Foreign exchange contracts —   (299)   —   (299) 
Interest rate contracts —   (610)   —   (610) 
Commodity contracts 4   31   (191)   (156) 
Other contracts —   (4)   —   (4) 
  4   (882)   (191)   (1,069) 
 The significant unobservable inputs used in the fair value measurement of Level 3 derivative instruments were as fol ows:
Minimum Maximum Weighted Unit of 
December 31, 2021Fair ValueUnobservable InputPricePriceAverage PriceMeasurement
(fair value in mil ions of 
Canadian dol ars)
      Commodity contracts - 
financial1
      
Natural gas (19) Forward gas price3.129.054.49$/mmbtu2
Crude 3 Forward crude price76.0298.9991.73$/barrel   
Power (60) Forward power price31.00125.1376.23$/MW/H  
Commodity contracts - 
physical1
      
Natural gas (56) Forward gas price2.659.254.63$/mmbtu2
Crude 24 Forward crude price68.6697.0087.97$/barrel  
 (108) 
 
     
1 Financial and physical forward commodity contracts are valued using a market approach valuation technique.2 One mil ion British thermal units (mmbtu). 
68
If adjusted, the significant unobservable inputs disclosed in the table above would have a direct impact on the fair value of our Level 3 derivative instruments. The significant unobservable inputs used in the fair value measurement of Level 3 derivative instruments include forward commodity prices, and for option contracts, price volatility. Changes in forward commodity prices could result in significantly different fair values for our Level 3 derivatives. Changes in price volatility would change the value of the option contracts. General y, a change in the estimate of forward commodity prices is unrelated to a change in the estimate of price volatility.
Changes in net fair value of derivative assets and liabilities classified as Level 3 in the fair value hierarchy were as fol ows:
Year ended December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)
   (191)  (69) 
Level 3 net derivative liability at beginning of period
Total gain/(loss)
  Included in earnings1 (39)  (123) 
Included in OCI (29)  2 
Settlements 151   (1) 
Level 3 net derivative liability at end of period (108)  (191) 
1 Reported within Transportation and other services revenue, Commodity costs and Operating and administrative expenses in the 
Consolidated Statements of Earnings.
 There were no transfers into or out of Level 3 as at December 31, 2021 or 2020.
NET INVESTMENT HEDGESWe have designated a portion of our US dol ar denominated debt, as wel  as a portfolio of foreign exchange forward contracts, as a hedge of our net investment in US dol ar denominated investments and subsidiaries. During the years ended December 31, 2021 and 2020, we recognized unrealized foreign exchange gains of $49 mil ion and $117 mil ion, respectively, on the translation of US dol ar denominated debt and an unrealized gain on the change in fair value of our outstanding foreign exchange forward contracts of nil and $13 mil ion, respectively, in OCI. During the years ended December 31, 2021 and 2020, we recognized a realized loss of nil and $15 mil ion, respectively, in OCI associated with the settlement of foreign exchange forward contracts. No realized gains or losses associated with the settlement of US dol ar denominated debt that had matured during the period were recognized in OCI during the years ended December 31, 2021 and 2020.
FAIR VALUE OF OTHER FINANCIAL INSTRUMENTSCertain long-term investments in other entities with no actively quoted prices are classified as FVMA investments and are recorded at cost less impairment. The carrying value of FVMA investments totaled $52 mil ion as at December 31, 2021 and 2020.
We have Restricted long-term investments held in trust totaling $630 mil ion and $553 mil ion as at December 31, 2021 and 2020, respectively, which are recognized at fair value. As at December 31, 2021 and 2020, our long-term debt had a carrying value of $74.4 bil ion and $66.1 bil ion, respectively, before debt issuance costs and a fair value of $82.0 bil ion and $75.1 bil ion, respectively. We also have non-current notes receivable carried at book value and recorded in Deferred amounts and other assets in the Consolidated Statements of Financial Position. As at December 31, 2021 and 2020, the non-current notes receivable had a carrying value of $1.0 bil ion and $1.1 bil ion, respectively, which also approximates their fair value.
69
The fair value of other financial assets and liabilities other than derivative instruments, other long-term investments, restricted long-term investments and long-term debt approximate their cost due to the short period to maturity.
25.  INCOME TAXES
INCOME TAX RATE RECONCILIATION
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Earnings before income taxes7,729   4,190   7,535 
Canadian federal statutory income tax rate 15%  15%  15% 
Expected federal taxes at statutory rate1,159  629   1,130 
Increase/(decrease) resulting from: 
  
Provincial and state income taxes1 228   288  415 
Foreign and other statutory rate differentials2 134   (53)   129 
Effects of rate-regulated accounting3 (139)    (145)   (63) 
Foreign al owable interest deductions4  —  (4)   (29) 
Part VI.1 tax, net of federal Part I deduction5 73  76  78 
US Minimum Tax6  —  44  67 
Non-taxable portion of gain on sale of investment7 (23)   —  — 
Valuation al owance8  5  (6)   26 
Intercorporate investments9  —  —  (14) 
Noncontrol ing interests (17)   (8)   (13) 
Other  (5)   (47)   (18) 
Income tax expense 1,415   774   1,708 
Effective income tax rate18.3%18.5%22.7%
1  The change in provincial and state income taxes from 2020 to 2021 reflects the 2020 impact of state tax apportionment and rate 
changes in both the US and Canada offset by the increase in earnings from US and Canadian operations in 2021.
2  The change in foreign and other statutory rate differentials from 2020 to 2021 reflects the increase in earnings from US operations 
partial y offset by higher rate benefits from foreign operations.
3  The amount in 2019 included the federal component of the tax benefit of the write-off of regulatory assets.4  The decrease in foreign al owable interest deductions from 2019 to 2021 was due to changes in the related loan portfolio.5  Part VI.1 tax is a tax levied on preferred share dividends paid in Canada.6  There was no US Minimum Tax in 2021 as a result of tax losses from bonus tax depreciation.7  The amount in 2021 relates to the federal impact of the gain on sale of the investment in Noverco.8  The increase in 2021 is due to the federal component of the tax effect of a valuation al owance on additional deferred tax assets 
that are not more likely than not to be realized.
9  The amount in 2019 relates to the federal component of changes in assertions regarding the manner of recovery of intercorporate 
investments such that deferred tax related to outside basis temporary differences was required to be recorded for MATL.
 
70
COMPONENTS OF PRETAX EARNINGS AND INCOME TAXES
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Earnings before income taxes 
   
Canada 3,399   2,789   3,560 
US 3,336   407   3,115 
Other 994   994   860 
 7,729   4,190   7,535 
 
Current income taxes
   
Canada 162   165   347 
US 80   64   107 
Other 82   98   98 
 324   327   552 
 
Deferred income taxes
   
Canada 344   378   490 
US 741   66   672 
Other 6   3   (6) 
 1,091   447   1,156 
 
Income tax expense 1,415   774   1,708 
COMPONENTS OF DEFERRED INCOME TAXESDeferred income tax assets and liabilities are recognized for the future tax consequences of differences between carrying amounts of assets and liabilities and their respective tax bases. Major components of deferred income tax assets and liabilities are as fol ows:
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)  
Deferred income tax liabilities  
Property, plant and equipment (8,721)  (7,786) 
Investments (6,097)  (4,649) 
Regulatory assets (1,245)  (1,156) 
Other (208)  (127) 
Total deferred income tax liabilities (16,271)  (13,718) 
Deferred income tax assets  
Financial instruments 315   518 
Pension and OPEB plans 110   251 
Loss carryforwards 3,081   2,005 
Other 1,648   1,461 
Total deferred income tax assets 5,154   4,235 
Less valuation al owance (84)  (79) 
Total deferred income tax assets, net 5,070   4,156 
Net deferred income tax liabilities (11,201)  (9,562) 
Presented as fol ows:
Total deferred income tax assets 488   770 
Total deferred income tax liabilities (11,689)  (10,332) 
Net deferred income tax liabilities (11,201)  (9,562) 
A valuation al owance has been established for certain loss and credit carryforwards, and outside basis temporary differences on investments that reduce deferred income tax assets to an amount that wil  more likely than not be realized. 
71
As at December 31, 2021, we recognized the benefit of unused tax loss carryforwards of $1.9 bil ion (2020 - $2.6 bil ion) in Canada which expire in 2026 and beyond.
As at December 31, 2021, we recognized the benefit of unused tax loss carryforwards of $11.0 bil ion (2020 - $5.8 bil ion) in the US. Unused tax loss carryforwards of $3.5 bil ion (2020 - $2.4 bil ion) begin to expire in 2023, and unused tax loss carryforwards of $7.5 bil ion (2020 - $3.4 bil ion) have no expiration.
We have not provided for deferred income taxes on the difference between the carrying value of substantial y al  of our foreign subsidiaries and their corresponding tax basis as the earnings of those subsidiaries are intended to be permanently reinvested in their operations. As such, these investments are not anticipated to give rise to income taxes in the foreseeable future. The difference between the carrying values of the investments and their tax bases is largely a result of unremitted earnings and currency translation adjustments. The unremitted earnings and currency translation adjustment for which no deferred taxes have been recognized in respect of foreign subsidiaries were $4.3 bil ion and $5.5 bil ion for the periods December 31, 2021 and 2020, respectively. If such earnings are remitted, in the form of dividends or otherwise, we may be subject to income taxes and foreign withholding taxes. The determination of the amount of unrecognized deferred income tax liabilities on such amounts is not practicable.
Enbridge and certain of our subsidiaries are subject to taxation in Canada, the US and other foreign jurisdictions. The material jurisdictions in which we are subject to potential examinations include the US (Federal) and Canada (Federal, Alberta and Ontario). We are open to examination by Canadian tax authorities for the 2012 to 2021 tax years and by US tax authorities for the 2018 to 2021 tax years. We are currently under examination for income tax matters in Canada for the 2014 to 2018 tax years. We are not currently under examination for income tax matters in any other material jurisdiction where we are subject to income tax.
UNRECOGNIZED TAX BENEFITS
Year ended December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Unrecognized tax benefits at beginning of year
 121   129 
Gross increases for tax positions of current year 1   1 
Gross decreases for tax positions of prior year (26)  (1) 
Change in translation of foreign currency (1)  (3) 
Lapses of statute of limitations (19)  (5) 
Unrecognized tax benefits at end of year 76   121 
 The unrecognized tax benefits as at December 31, 2021, if recognized, would impact our effective income tax rate. We do not anticipate further adjustments to the unrecognized tax benefits during the next 12 months that would have a material impact on our consolidated financial statements.
We recognize accrued interest and penalties related to unrecognized tax benefits as a component of income taxes. Interest and penalties included in income taxes for the years ended December 31, 2021 and 2020 were a $5 mil ion recovery and $3 mil ion expense, respectively. As at December 31, 2021 and 2020, interest and penalties of $12 mil ion and $17 mil ion, respectively, have been accrued.
72
26.  PENSION AND OTHER POSTRETIREMENT BENEFITS PENSION PLANSWe sponsor Canadian and US contributory and non-contributory registered defined benefit and defined contribution pension plans, which provide benefits covering substantial y al  employees. The Canadian Plans provide defined benefit and defined contribution pension benefits to our Canadian employees. The US Plans provide defined benefit pension benefits to our US employees. We also sponsor supplemental non-contributory defined benefit pension plans, which provide non-registered benefits for certain employees in Canada and the US. 
Defined Benefit Pension Plan BenefitsBenefits payable from the defined benefit pension plans are based on each plan participant’s years of service and final average remuneration. Some benefits are partial y inflation-indexed after a plan participant’s retirement. Our contributions are made in accordance with independent actuarial valuations. Participant contributions to contributory defined benefit pension plans are based upon each plan participant’s current eligible remuneration.
Defined Contribution Pension Plan BenefitsOur contributions are based on each plan participant’s current eligible remuneration. Our contributions for some defined contribution pension plans are also based on age and years of service. Our defined contribution pension benefit costs are equal to the amount of contributions required to be made by us.
73
Benefit Obligations, Plan Assets and Funded StatusThe fol owing table details the changes in the projected benefit obligation, the fair value of plan assets and the recorded assets or liabilities for our defined benefit pension plans:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)
    
Change in projected benefit obligation
     4,855   4,446   1,243   1,230 
Projected benefit obligation at beginning of year
Service cost  139   148   44   44 
Interest cost 101   128   17   31 
Participant contributions 28   31   —   — 
Actuarial (gain)/loss1 (329)  292   (21)  95 
Benefits paid (194)  (190)   (84)  (128) 
Foreign currency exchange rate changes —   —   (11)  (23) 
Other —   —   (4)  (6) 
Projected benefit obligation at end of year2 4,600   4,855   1,184   1,243 
Change in plan assetsFair value of plan assets at beginning of year
 4,077   3,827   1,062   1,104 
Actual return on plan assets 505   288   151   83 
Employer contributions 120   121   43   27 
Participant contributions 28   31   —   — 
Benefits paid (194)  (190)   (84)  (128) 
Foreign currency exchange rate changes —   —   (8)  (18) 
Other —   —   (4)  (6) 
Fair value of plan assets at end of year3 4,536   4,077   1,160   1,062 
Underfunded status at end of year (64)  (778)   (24)  (181) 
Presented as fol ows:
Deferred amounts and other assets 250   35   98   — 
Accounts payable and other (9)  (9)   (4)  (3) 
Other long-term liabilities  (305)  (804)   (118)  (178) 
  (64)  (778)   (24)  (181) 
1 Primarily due to increase in the discount rate used to measure the benefit obligations (2020 - primarily due to decrease in the 
discount rate used to measure the benefit obligations).       
2 The accumulated benefit obligation for our Canadian pension plans was $4.3 bil ion and $4.5 bil ion as at December 31, 2021 and 
2020, respectively. The accumulated benefit obligation for our US pension plans was $1.1 bil ion and $1.2 bil ion as at December 31, 2021 and 2020, respectively.
3 Assets in the amount of $13 mil ion (2020 - $11 mil ion) and $84 mil ion (2020 - $59 mil ion), related to our Canadian and United 
States non-registered supplemental pension plan obligations, are held in grantor trusts and rabbi trusts that, in accordance with federal tax regulations, are not restricted from creditors. These assets are committed for the future settlement of benefit obligations included in the underfunded status as at the end of the year, however they are excluded from plan assets for accounting purposes.
74
Certain of our pension plans have accumulated benefit obligations in excess of the fair value of plan assets. For these plans, the accumulated benefit obligation and fair value of plan assets were as fol ows:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)Accumulated benefit obligation
 440   4,094   115   1,207 
Fair value of plan assets 247   3,621   —   1,062 
Certain of our pension plans have projected benefit obligations in excess of the fair value of plan assets. For these plans, the projected benefit obligation and fair value of plan assets were as fol ows:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)Projected benefit obligation
 1,272   4,434   121   1,243 
Fair value of plan assets 1,020   3,621   —   1,062 
Amount Recognized in Accumulated Other Comprehensive IncomeThe amount of pre-tax AOCI relating to our pension plans are as fol ows:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)  
   226   542   92   233 
Net actuarial loss
Prior service credit —   —   (1)  (1) 
Total amount recognized in AOCI1 226   542   91   232 
1 Excludes amounts related to cumulative translation adjustment.
Net Periodic Benefit Cost and Other Amounts Recognized in Comprehensive IncomeThe components of net periodic benefit cost and other amounts recognized in pre-tax Comprehensive income related to our pension plans are as fol ows:
CanadaUS
Year ended December 31, 202120202019202120202019
(mil ions of Canadian dol ars) Service cost
 139   148   149   44   44   45 
Interest cost1 101   128   139   17   31   41 
Expected return on plan assets1 (252)  (260)  (245)   (73)  (88)  (78) 
Amortization/settlement of net actuarial loss1 54   42   41   11   1   2 
Amortization/curtailment of prior service credit1 —   —   —   —   (1)  (1) 
Net periodic benefit (credit)/cost 42   58   84   (1)  (13)  9 
Defined contribution benefit cost 7   6   8   —   —   — 
Net pension (credit)/cost recognized in Earnings 49   64   92   (1)  (13)  9 
Amount recognized in OCI:
Effect of plan combination —   —   —   —   —   (6) 
  Amortization/settlement of net actuarial loss (25)  (21)  (26)   (11)  (1)  (2) 
Amortization/curtailment of prior service credit —   —   —   —   1   1 
Net actuarial (gain)/loss arising during the year (291)  118   115   (99)  100   8 
Total amount recognized in OCI (316)  97   89   (110)  100   1 
Total amount recognized in Comprehensive income (267)  161   181   (111)  87   10 
1 Reported within Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings.
75
Actuarial Assumptions The weighted average assumptions made in the measurement of the projected benefit obligation and net periodic benefit cost of our pension plans are as fol ows:
 CanadaUS
202120202019202120202019
Projected benefit obligationDiscount rate
 3.2 % 2.6 % 3.0 % 2.6 % 2.2 % 3.0 %
Rate of salary increase 2.9 % 2.3 % 3.2 % 2.8 % 2.7 % 2.9 %
Cash balance interest credit rateN/AN/AN/A 4.3 % 4.3 % 4.5 %
Net periodic benefit costDiscount rate
 2.6 % 3.0 % 3.8 % 2.2 % 3.0 % 3.9 %
Rate of return on plan assets 6.2 % 6.8 % 7.0 % 7.3 % 7.9 % 8.0 %
Rate of salary increase 2.3 % 3.2 % 3.2 % 2.7 % 2.9 % 2.9 %
Cash balance interest credit rateN/AN/AN/A 4.3 % 4.5 % 4.5 %
OTHER POSTRETIREMENT BENEFIT PLANSWe sponsor funded and unfunded defined benefit OPEB Plans, which provide non-contributory supplemental health, dental, life and health spending account benefit coverage for certain qualifying retired employees.
76
Benefit Obligations, Plan Assets and Funded StatusThe fol owing table details the changes in the accumulated postretirement benefit obligation, the fair value of plan assets and the recorded assets or liabilities for our defined benefit OPEB plans:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)    
Change in accumulated postretirement benefit     
obligation
Accumulated postretirement benefit obligation at beginning  321   293   254   288 
of year
Service cost  6   5   1   2 
Interest cost 7   8   3   7 
Participant contributions —   —   8   4 
Actuarial (gain)/loss1 (51)  21   (69)  17 
Benefits paid (9)  (6)   (22)  (28) 
Plan amendments  —   —   —   (33) 
Foreign currency exchange rate changes —   —   (3)  (4) 
Other —   —   1   1 
Accumulated postretirement benefit obligation at end of year  274   321   173   254 
Change in plan assetsFair value of plan assets at beginning of year
 —   —   188   188 
Actual return on plan assets —   —   22   14 
Employer contributions 9   6   6   12 
Participant contributions —   —   8   4 
Benefits paid (9)  (6)   (22)  (28) 
Foreign currency exchange rate changes —   —   (3)  (3) 
Other —   —   2   1 
Fair value of plan assets at end of year —   —   201   188 
Overfunded/(underfunded) status at end of year (274)  (321)   28   (66) 
Presented as fol ows:
Deferred amounts and other assets —   —   71   19 
Accounts payable and other (12)  (13)   —   (6) 
Other long-term liabilities  (262)  (308)   (43)  (79) 
  (274)  (321)   28   (66) 
1 Primarily due to increase in the discount rate used to measure the benefit obligations (2020 - primarily due to decrease in the discount rate used to measure the benefit obligations). 
77
Certain of our OPEB plans have accumulated benefit obligations in excess of the fair value of plan assets. For these plans, the accumulated benefit obligation and fair value of plan assets were as fol ows:
 CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)Accumulated benefit obligation
 274   321   94   191 
Fair value of plan assets —   —   51   106 
Amount Recognized in Accumulated Other Comprehensive IncomeThe amount of pre-tax AOCI relating to our OPEB plans are as fol ows:
CanadaUS
 December 31,
2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)
     (35)  15   (104)  (7) 
Net actuarial (gain)/loss
Prior service credit (1)  (1)   (37)  (44) 
Total amount recognized in AOCI1 (36)  14   (141)  (51) 
1 Excludes amounts related to cumulative translation adjustment.
Net Periodic Benefit Cost and Other Amounts Recognized in Comprehensive IncomeThe components of net periodic benefit cost and other amounts recognized in pre-tax Comprehensive income related to our OPEB plans are as fol ows:
 CanadaUS
Year ended December 31,202120202019202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)      
Service cost 6   5   5   1   2   2 
Interest cost1 7   8   10   3   7   10 
Expected return on plan assets1 —   —   —   (10)  (12)  (12) 
Amortization/settlement of net actuarial gain1 —   (1)  (7)   (1)  (1)  — 
Amortization/curtailment of prior service credit1 —   —   (1)   (7)  (2)  (2) 
Net periodic benefit (credit)/cost recognized in 
Earnings 13   12   7   (14)  (6)  (2) 
Amount recognized in OCI:
Amortization/settlement of net actuarial gain —   1   7   1   1   — 
Amortization/curtailment of prior service credit —   —   1   7   2   2 
Net actuarial (gain)/loss arising during the year (50)  21   15   (80)  15   (8) 
Prior service credit —   —   —   —   (33)  — 
Total amount recognized in OCI (50)  22   23   (72)  (15)  (6) 
Total amount recognized in Comprehensive income (37)  34   30   (86)  (21)  (8) 
1 Reported within Other income/(expense) in the Consolidated Statements of Earnings.
78
Actuarial AssumptionsThe weighted average assumptions made in the measurement of the accumulated postretirement benefit obligation and net periodic benefit cost of our OPEB plans are as fol ows:
 CanadaUS
202120202019202120202019
Accumulated postretirement 
benefit obligation
Discount rate 3.2 % 2.6 % 3.1 % 2.4 % 2.0 % 2.8 %
Net periodic benefit costDiscount rate
 2.6 % 3.1 % 3.8 % 2.0 % 2.8 % 4.0 %
Rate of return on plan assetsN/AN/AN/A 6.0 % 6.7 % 6.7 %
Assumed Health Care Cost Trend RatesThe assumed rates for the next year used to measure the expected cost of benefits are as fol ows:
CanadaUS
2021202020212020
Health care cost trend rate assumed for next year 4.0 % 4.0 % 7.0 % 6.8 %
Rate to which the cost trend is assumed to decline 
(ultimate trend rate) 4.0 % 4.0 % 4.5 % 4.5 %
Year that the rate reaches the ultimate trend rateN/AN/A20372037
PLAN ASSETSWe manage the investment risk of our pension funds by setting a long-term asset mix policy for each plan after consideration of: (i) the nature of pension plan liabilities; (i ) the investment horizon of the plan; (i i) the going concern and solvency funded status and cash flow requirements of the plan; (iv) our operating environment and financial situation and our ability to withstand fluctuations in pension contributions; and (v) the future economic and capital markets outlook with respect to investment returns, volatility of returns and correlation between assets. 
The overal  expected rate of return on plan assets is based on the asset al ocation targets with estimates for returns based on long-term expectations.
The asset al ocation targets and major categories of plan assets are as fol ows:
CanadaUS
 
TargetDecember 31,TargetDecember 31,
Asset CategoryAllocation20212020 Allocation20212020
Equity securities 43.8 % 46.7 % 47.2 % 45.0 % 52.5 % 55.6 %
Fixed income securities 28.9 % 29.8 % 29.6 % 20.1 % 18.4 % 17.2 %
Alternatives1 27.3 % 23.5 % 23.2 % 34.9 % 29.1 % 27.2 %
1 Alternatives include investments in private debt, private equity, infrastructure and real estate funds. Fund values are based on the 
net asset value of the funds that invest directly in the aforementioned underlying investments. The values of the investments have been estimated using the capital accounts representing the plan's ownership interest in the funds.
79
Pension PlansThe fol owing table summarizes the fair value of plan assets for our pension plans recorded at each fair value hierarchy level:
 CanadaUS
Level 11Level 22Level 33TotalLevel 11Level 22Level 33Total
(mil ions of Canadian dol ars)        
December 31, 2021Cash and cash equivalents
 180   —   —   180   10   —   —   10 
Equity securities
Canada 198   228   —   426   —   —   —   — 
US 1   —   —   1   —   —   —   — 
Global —   1,693   —   1,693   —   609   —   609 
Fixed income securities
Government 258   459   —   717   —   86   —   86 
Corporate —   453   —   453   —   118   —   118 
Alternatives4 —   —   1,064   1,064   —   —   337   337 
Forward currency contracts —   2   —   2   —   —   —   — 
Total pension plan assets at fair value 637   2,835   1,064   4,536   10   813   337   1,160 
December 31, 2020Cash and cash equivalents
 213   —   —   213   5   —   —   5 
Equity securities
Canada 178   188   —   366   —   —   —   — 
US 2   —   —   2   —   —   —   — 
Global —   1,556   —   1,556   —   590   —   590 
Fixed income securities
Government 207   378   —   585   —   75   —   75 
Corporate —   410   —   410   —   103   —   103 
Alternatives4 —   —   912   912   —   —   289   289 
Forward currency contracts —   33   —   33   —   —   —   — 
Total pension plan assets at fair value 600   2,565   912   4,077   5   768   289   1,062 
1 Level 1 assets include assets with quoted prices in active markets for identical assets.2 Level 2 assets include assets with significant observable inputs.3 Level 3 assets include assets with significant unobservable inputs.4 Alternatives include investments in private debt, private equity, infrastructure and real estate funds. 
Changes in the net fair value of pension plan assets classified as Level 3 in the fair value hierarchy were as fol ows:
CanadaUS
December 31,2021202020212020
(mil ions of Canadian dol ars)
    912   852   289   276 
Balance at beginning of year
Unrealized and realized gains/(losses) 77   (27)   38   7 
Purchases and settlements, net 75   87   10   6 
Balance at end of year 1,064   912   337   289 
80
OPEB PlansThe fol owing table summarizes the fair value of plan assets for our US funded OPEB plans recorded at each fair value hierarchy level:
Level 11Level 22Level 33Total
(mil ions of Canadian dol ars)    
December 31, 2021Cash and cash equivalents
 4   —   —   4 
Equity securities
US —   39   —   39 
Global —   75   —   75 
Fixed income securities
Government 47   6   —   53 
Corporate —   8   —   8 
Alternatives4 —   —   22   22 
Total OPEB plan assets at fair value 51   128   22   201 
December 31, 2020
Equity securities
US —   35   —   35 
Global —   79   —   79 
Fixed income securities
Government 38   6   —   44 
Corporate —   8   —   8 
Alternatives4 —   —   22   22 
Total OPEB plan assets at fair value 38   128   22   188 
1 Level 1 assets include assets with quoted prices in active markets for identical assets.2 Level 2 assets include assets with significant observable inputs.3 Level 3 assets include assets with significant unobservable inputs.4 Alternatives includes investments in private debt, private equity, infrastructure and real estate.
Changes in the net fair value of US funded OPEB plan assets classified as Level 3 in the fair value hierarchy were as fol ows:
December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Balance at beginning of year
 22   18 
Unrealized and realized gains 2   1 
Purchases and settlements, net (2)  3 
Balance at end of year 22   22 
EXPECTED BENEFIT PAYMENTS
Year ending December 31,202220232024202520262027-2031
(mil ions of Canadian dol ars)
      
Pension
Canada 197   203   208   212   217   1,163 
US 80   78   78   76   77   374 
OPEB
Canada 12   12   12   13   13   67 
US 17   15   14   13   12   51 
 
81
EXPECTED EMPLOYER CONTRIBUTIONSIn 2022, we expect to contribute approximately $110 mil ion and $4 mil ion to the Canadian and US pension plans, respectively, and $12 mil ion and $6 mil ion to the Canadian and US OPEB plans, respectively.
RETIREMENT SAVINGS PLANSIn addition to the pension and OPEB plans discussed above, we also have defined contribution employee savings plans available to US employees. Employees may participate in a matching contribution where we match a certain percentage of before-tax employee contributions of up to 6.0% of eligible pay per pay period. For the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, pre-tax employer matching contribution costs were $27 mil ion each year, respectively.
27.  LEASES
LESSEEWe incur operating lease expenses related primarily to real estate, pipelines, storage and equipment. Our operating leases have remaining lease terms of 5 months to 25 years as at December 31, 2021.
For the years ended December 31, 2021 and 2020, we incurred operating lease expenses of $95 mil ion and $107 mil ion, respectively. Operating lease expenses are reported under Operating and administrative expense in the Consolidated Statements of Earnings.
For the years ended December 31, 2021 and 2020, operating lease payments to settle lease liabilities were $118 mil ion and $133 mil ion, respectively. Operating lease payments are reported under Operating activities in the Consolidated Statements of Cash Flows.
82
Supplemental Statements of Financial Position Information
December 31, December 31, 
20212020
(mil ions of Canadian dol ars, except lease term and discount rate)Operating leases1Operating lease right-of-use assets, net2
645708
Operating lease liabilities - current39280
Operating lease liabilities - long-term3612681
Total operating lease liabilities704761
Finance leasesFinance lease right-of-use assets, net4
4957
Finance lease liabilities - current51311
Finance lease liabilities - long-term33342
Total finance lease liabilities4653
Weighted average remaining lease termOperating leases
12 years13 years
Finance leases7 years7 years
Weighted average discount rateOperating leases
 4.1 % 4.1 %
Finance leases 3.8 % 3.8 %
1 Affiliate right-of-use assets, current lease liabilities and long-term lease liabilities as at December 31, 2021 were $51 mil ion 
(December 31, 2020 - $65 mil ion), $5 mil ion (December 31, 2020 - $5 mil ion) and $47 mil ion (December 31, 2020 - $52 mil ion), respectively.
2 Operating lease right-of-use assets are reported under Deferred amounts and other assets in the Consolidated Statements of 
Financial Position.
3 Current operating lease liabilities and long-term operating and finance lease liabilities are reported under Accounts payable and 
other and Other long-term liabilities, respectively, in the Consolidated Statements of Financial Position.
4 Finance lease right-of-use assets are reported under Property, plant and equipment, net in the Consolidated Statements of 
Financial Position.
5 Current finance lease liabilities are reported under Current portion of long-term debt in the Consolidated Statements of Financial 
Position.
As at December 31, 2021, our operating and finance lease liabilities are expected to mature as fol ows:
Operating leasesFinance leases
(mil ions of Canadian dol ars)2022
 117   15 
2023 98   13 
2024 91   9 
2025 84   2 
2026 72   1 
Thereafter 455   11 
Total undiscounted lease payments 917   51 
Less imputed interest (213)  (5) 
Total  704   46 
83
LESSORWe receive revenues from operating leases primarily related to natural gas and crude oil storage and processing facilities, rail cars, and wind power generation assets. Our operating leases have remaining lease terms of 1 month to 30 years as at December 31, 2021.
Year ended December 31,20212020
(mil ions of Canadian dol ars)Operating lease income
 263   265 
Variable lease income 333   361 
Total lease income1 596   626 
1 Lease income is recorded under Transportation and other services in the Consolidated Statements of Earnings.
As at December 31, 2021, the fol owing table sets out future lease payments to be received under operating lease contracts where we are the lessor:
Operating leases
(mil ions of Canadian dol ars)2022
 235 
2023 215 
2024 205 
2025 196 
2026 191 
Thereafter 1,938 
Future lease payments 2,980 
28.  CHANGES IN OPERATING ASSETS AND LIABILITIES
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)
   
Accounts receivable and other (1,228)  1,546   (547) 
Accounts receivable from affiliates (38)  8   6 
Inventory (118)  (254)  (24) 
Deferred amounts and other assets (195)  (586)  133 
Accounts payable and other (63)  (770)  63 
Accounts payable to affiliates 52   1   (24) 
Interest payable 43   31   (41) 
Other long-term liabilities (69)  117   175 
 (1,616)  93   (259) 
 
29.  RELATED PARTY TRANSACTIONS Related party transactions are conducted in the normal course of business and, unless otherwise noted, are measured at the exchange amount, which is the amount of consideration established and agreed to by the related parties. 
We provide transportation services to several significantly influenced investees which we record as transportation and other services revenue. We also purchase and sel  natural gas and crude oil with several of our significantly influenced investees. These revenues and costs are recorded as commodity sales and commodity costs. We contract for firm transportation services to meet our annual natural gas supply requirements which we record as gas distribution costs.
84
Our transactions with significantly influenced investees are as fol ows:
Year ended December 31,202120202019
(mil ions of Canadian dol ars)Transportation and other services
 149   133   140 
Commodity sales 20   21   107 
Operating and administrative1 292   252   241 
Commodity costs2 790   518   773 
Gas distribution costs 131   135   133 
1 During the years December 31, 2021, 2020 and 2019, we had Operating and administrative costs from the Seaway Crude 
Pipeline System of $389 mil ion, $342 mil ion and $327 mil ion, respectively. These costs are a result of an operational contract where we utilize capacity on Seaway Crude Pipeline System assets for use in our Liquids Pipelines business. The costs are  offset by recoveries recorded on expenses incurred by us on behalf of our significantly influenced investees of $104 mil ion, $94 mil ion and $86 mil ion for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019.
2 During the years December 31, 2021, 2020 and 2019, we had Commodity costs from the Aux Sable Canada LP. of $447 mil ion, 
$91 mil ion and $272 mil ion, respectively. 
LONG-TERM NOTES RECEIVABLE FROM AFFILIATESAs at December 31, 2021, amounts receivable from affiliates include a series of loans totaling $954 mil ion ($1,108 mil ion as at December 31, 2020), which require quarterly or semi-annual interest payments at annual interest rates ranging from 3% to 8%. Interest income recognized from these notes totaled $39 mil ion, $44 mil ion and $40 mil ion for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, respectively. The amounts receivable from affiliates are included in Deferred amounts and other assets in the Consolidated Statements of Financial position.
30.  COMMITMENTS AND CONTINGENCIES
COMMITMENTSAs at December 31, 2021, we have commitments as detailed below:
Less
than
Total1 year 2 years 3 years 4 years 5 years Thereafter
(mil ions of Canadian dol ars)
       
Annual debt maturities1 73,809    6,164    7,910    4,559    4,357   11,007   39,812 
Interest obligations2 36,044    2,531    2,389    2,229    2,073    1,925   24,897 
Purchase of services, pipe and other 
materials, including transportation3  7,876    2,945    1,010   736   561   607   2,017 
Maintenance agreements 346   41   20   20   21   21   223 
Right-of-ways commitments  1,249   35   35   35   36   37   1,071 
Total 119,324  11,716   11,364    7,579    7,048   13,597   68,020 
1 Includes debentures, term notes, commercial paper and credit facility draws based on the facility's maturity date and excludes 
short-term borrowings, debt discounts, debt issuance costs, finance lease obligations and fair value adjustment. We have the ability under certain debt facilities to cal  and repay the obligations prior to scheduled maturities. Therefore, the actual timing of future cash repayments could be material y different than presented above.
2 Includes debentures and term notes bearing interest at fixed, floating and fixed-to-floating rates.3 Includes capital and operating commitments. Consists primarily of gas transportation and storage contracts, firm capacity 
payments and gas purchase commitments, transportation, service and product purchase obligations, and power commitments.
85
ENVIRONMENTALWe are subject to various Canadian and US federal, state and local laws relating to the protection of the environment. These laws and regulations can change from time to time, imposing new obligations on us.
Environmental risk is inherent to liquid hydrocarbon and natural gas pipeline operations, and Enbridge and its affiliates are, at times, subject to environmental remediation at various sites where we operate. We manage this environmental risk through appropriate environmental policies, programs and practices to minimize any impact our operations may have on the environment. To the extent that we are unable to recover payment for environmental liabilities from insurance or other potential y responsible parties, we wil  be responsible for payment of liabilities arising from environmental incidents associated with our operating activities.
AUX SABLEOn October 14, 2016, an amended claim was filed against Aux Sable by a counterparty to an NGL supply agreement. On January 5, 2017, Aux Sable filed a Statement of Defence with respect to this claim.
On November 27, 2019, the counterparty filed an amended amended claim providing further particulars of its claim against Aux Sable, increasing its damages claimed, and adding defendants Aux Sable Liquid Products Inc. and Aux Sable Extraction LLC (general partners of the previously existing defendants). Aux Sable filed an amended Statement of Defence responding to the amended amended claim on January 31, 2020.
While the final outcome of this action cannot be predicted with certainty, at this time management believes that the ultimate resolution of this action wil  not have a material impact on our consolidated financial position or results of operations.
TAX MATTERSWe and our subsidiaries 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.
OTHER LITIGATIONWe and our subsidiaries are involved in various other 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 consolidated financial position or results of operations.
31.  GUARANTEES In the normal course of conducting business, we may enter into agreements which indemnify third parties and affiliates. We may also be a party to agreements with subsidiaries, jointly owned entities, unconsolidated entities such as equity method investees, or entities with other ownership arrangements that require us to provide financial and performance guarantees. Financial guarantees include stand-by letters of credit, debt guarantees, surety bonds and indemnifications. To varying degrees, these guarantees involve elements of performance and credit risk, which are not included on our Consolidated Statements of Financial Position. Performance guarantees require us to make payments to a third party if the guaranteed entity does not perform on its contractual obligations, such as debt agreements, purchase or sale agreements, and construction contracts and leases. 
86
We typical y enter into these arrangements to facilitate commercial transactions with third parties. Examples include indemnifying counterparties pursuant to sale agreements for assets or businesses in matters such as breaches of representations, warranties or covenants, loss or damages to property, environmental liabilities, and litigation and contingent liabilities. We may indemnify third parties for certain liabilities relating to environmental matters arising from operations prior to the purchase or transfer of certain assets and interests. Similarly, we may indemnify the purchaser of assets for certain tax liabilities incurred while we owned the assets, a misrepresentation related to taxes that result in a loss to the purchaser or other certain tax liabilities related to those assets.
The likelihood of having to perform under these guarantees and indemnifications is largely dependent upon future operations of various subsidiaries, investees and other third parties, or the occurrence of certain future events. We cannot reasonably estimate the total maximum potential amounts that could become payable to third parties and affiliates under such agreements described above; however, historical y, we have not made any significant payments under guarantee or indemnification provisions. While these agreements may specify a maximum potential exposure, or a specified duration to the guarantee or indemnification obligation, there are circumstances where the amount and duration are unlimited. As at December 31, 2021 guarantees and indemnifications have not had, and are not reasonably likely to have, a material effect on our financial condition, changes in financial condition, earnings, liquidity, capital expenditures or capital resources.
32.  QUARTERLY FINANCIAL DATA (UNAUDITED)
Q1Q2Q3Q4Total
(unaudited; mil ions of Canadian dol ars, except per 
share amounts)2021Operating revenues
 12,187   10,948   11,466   12,470   47,071 
Operating income 2,548   1,816   1,388   2,053   7,805 
Earnings 2,014   1,521   814   1,965   6,314 
Earnings attributable to control ing interests 1,992   1,484   780   1,933   6,189 
Earnings attributable to common 
 1,900   1,394   682   1,840   5,816 
shareholders
Earnings per common share
Basic 0.94   0.69   0.34   0.91   2.87 
Diluted 0.94   0.69   0.34   0.91   2.87 
2020Operating revenues
 12,013   7,956   9,110   10,008   39,087 
Operating income 1,513   2,098   2,095   2,251   7,957 
Earnings/(loss) (1,364)  1,777   1,104   1,899   3,416 
Earnings/(loss) attributable to control ing 
 (1,333)  1,741   1,084   1,871   3,363 
interests 
Earnings/(loss) attributable to common 
 (1,429)  1,647   990   1,775   2,983 
shareholders
Earnings/(loss) per common share
Basic (0.71)  0.82   0.49   0.88   1.48 
Diluted (0.71)  0.82   0.49   0.88   1.48 
87