ENB-20230930
0000895728错误12月31日2023Q313.5P5YP5YP5YHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrent00008957282023-01-012023-09-3000008957282023-10-27Xbrli：共享0000895728ENB：商品销售收入成员2023-07-012023-09-30ISO 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FairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：其他合同成员2022-12-310000895728Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2022-12-310000895728Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310000895728Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-12-310000895728Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310000895728ENB：FinancialForwardCommodityContractMemberUs-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMemberSRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-09-300000895728ENB：FinancialForwardCommodityContractMemberUs-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMemberSRT：天然气储备成员SRT：最小成员数美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-09-30ISO 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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格
10-Q
☒ 
根据《条例》第13或15(D)条提交的季度报告
1934年《证券交易法》
截至本季度末2023年9月30日
或
☐ 
根据《宪法》第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
对于从日本到日本的过渡期，日本将继续向日本过渡。
佣金文件编号001-15254
enblogocolourc37.jpg
安桥。
(注册人的确切姓名载于其章程)
加拿大
 98-0377957
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)
 
(税务局雇主
识别号码)
200,425-第一街西南。
卡尔加里, 艾伯塔省, 加拿大 T2P 3L8
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(403) 231-3900
(注册人的电话号码，包括区号)
_______________________________
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题 交易代码注册的每个交易所的名称
普通股 ENB纽约证券交易所
根据法案第12（g）条登记的证券： 无
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 x 不是 o
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 x 不是 o
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器x 
加速文件管理器
☐
非加速文件服务器
☐ 规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司
☐   
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。 o
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是 ☐ 不是 x
注册人有2,125,574,412截至2023年10月27日已发行的普通股。


第一部分页
  
第1项。
财务报表
6
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
39
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
63
第四项。
控制和程序
64
第II部
第1项。
法律诉讼
65
第1A项。
风险因素
65
第二项。
未登记的股权证券销售、收益的使用和发行人购买股权证券
66
第三项。
高级证券违约
66
第四项。
煤矿安全信息披露
66
第五项。
其他信息
66
第六项。
陈列品
67
签名
68
2

词汇表

AG司法部长
AOCI累计其他综合收益/(亏损)
AUX紫貂AUX SableCanada LP、AUX SableLiquid Products LP和AUX Sable Midstream LLC
CER加拿大能源监管机构
DCP
DCP中流，LP
EBITDA扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益
EEPEnbridge Energy Partners，L.P.
恩布里奇安桥。
Enbridge天然气Enbridge Gas Inc.
《交易所法案》经修订的1934年美国证券交易法
灰色橡木灰橡树管道有限责任公司
保监处其他综合收益/(亏损)
OEB安大略省能源委员会
OPEB其他退休后福利
P66菲利普斯66
9月Spectrum Energy Partners，LP
收购案2023年9月5日，我们宣布Enbridge已经与Dominion Energy，Inc.签订了三项独立的最终协议，收购东俄亥俄州天然气公司、Questar天然气公司及其相关的Wexpro公司和北卡罗来纳州的公共服务公司
乐队奇佩瓦印第安人湖上优等部落的坏河带
最高法院威斯康星州西区美国地方法院
合作伙伴关系Spectrum Energy Partners，LP和Enbridge Energy Partners，L.P.
保留区巴德河保护区
我们美国
3

公约

本报告中使用的术语“我们”、“我们”、“我们”和“Enbridge”统称为Enbridge Inc.及其子公司，除非上下文另有说明。这些术语仅用于方便使用，并不是对Enbridge内任何单独的法律实体的准确描述。

除非另有说明，否则所有美元金额均以加元表示，所有提及“美元”或“$”的均指加元，所有提及“美元”的均指美国元。除非另有说明，所有金额都是在税前基础上提供的。

前瞻性信息

前瞻性信息或前瞻性陈述已包含在10-Q表格的本季度报告中，以提供有关我们及其子公司和附属公司的信息，包括管理层对我们及其子公司未来计划和运营的评估。此信息可能不适合用于其他目的。前瞻性陈述通常由诸如“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“目标”以及暗示未来结果或关于展望的陈述的类似词语来识别。本文件中包含或通过引用并入的前瞻性信息或陈述包括但不限于关于以下内容的陈述：我们从Dominion Energy，Inc. (the收购）;我们的企业愿景和战略，包括战略重点和推动因素;原油、天然气、液化天然气（NGL）、液化天然气（LNG）和可再生能源的预期供应、需求、出口和价格;能源转型和低碳能源，以及我们的方法;环境、社会和治理目标、实践和绩效;行业和市场条件;我们资产的预期利用率;股息增长和支付政策;财务实力和灵活性;对流动性来源和财务资源充足性的预期;液体管道、天然气输送和中游、天然气分销和储存、可再生能源发电和能源服务业务的预期战略优先事项和业绩;与已宣布项目和在建项目相关的预期成本、收益和投入使用日期;预期资本支出;可投资能力和资本分配优先级;我们的商业担保增长计划的预期股权融资要求;预期未来增长、发展和扩张机会;预期优化和效率机会;对我们的合资伙伴完成在建项目并为其提供融资的能力的预期;我们完成收购并成功整合天然气公用事业的能力;其他收购和出售的预期完成及其时间;交易（包括收购）的预期收益;监管机构和法院的预期未来行动及其时间和影响;收费和费率案件的讨论和诉讼以及预期的时间轴和影响，包括干线收费以及与天然气输送和中游以及天然气分销和储存业务有关的收费;与我们的业务相关的运营、行业、监管、气候变化和其他风险;我们预期用于为收购总购买价的剩余部分及其时间提供资金的其他来源;以及我们对本文确定的各种风险因素的潜在影响的评估。

虽然我们认为这些前瞻性陈述是合理的基础上提供的信息，在该日期的陈述和过程中使用的准备信息，这些陈述并不能保证未来的表现和读者应注意不要过分依赖前瞻性陈述.就其性质而言，这些陈述涉及各种假设、已知和未知的风险和不确定性以及其他因素，可能导致实际结果、活动水平和成就与这些陈述所表达或暗示的内容存在重大差异。重大假设包括以下假设：原油、天然气、NGL、LNG和可再生能源的预期供应、需求、出口和价格;资产的预期利用率;汇率;通货膨胀;利率;劳动力和建筑材料的可用性和价格;我们供应链的稳定性;运营可靠性;我们项目的支持和监管批准的维持;预期的在职日期;天气;收购和处置（包括收购）的时间、条款和结束;交易（包括收购）预期利益的实现;政府立法;诉讼;预计未来股息以及我们的股息政策对我们未来现金流的影响;我们的信用评级;资本项目融资;对冲计划;利息、所得税、折旧和摊销前的预期收益（EBITDA）;预期收益/（亏损）;预期未来现金流;以及预期可分配现金流。有关原油、天然气、液化天然气、液化天然气和可再生能源的预期供需以及这些商品的价格的假设，对所有前瞻性陈述都是重要的，并构成其基础，因为它们可能影响我们服务的当前和未来需求水平。同样，汇率、通货膨胀和利率会影响我们经营所在的经济和商业环境，并可能影响对我们服务的需求水平和投入成本，因此这些因素在所有前瞻性陈述中均是固有的。最相关的
4

与已宣布项目和在建项目的前瞻性陈述相关的假设，包括预计完工日期和预期资本支出，包括以下内容：劳动力和建筑材料的可用性和价格;我们供应链的稳定性;通货膨胀和汇率对劳动力和材料成本的影响;利率对借贷成本的影响;以及天气和客户、政府、法院和监管机构的批准对施工和在役时间表以及成本回收制度的影响。

我们的前瞻性陈述受以下风险和不确定性的影响：成功执行我们的战略重点；经营业绩；立法和监管参数；诉讼；收购(包括收购)、处置和其他交易及其预期收益的实现；运营对第三方的依赖；股息政策；项目批准和支持；路权的续签；天气；经济和竞争状况；舆论；税法和税率的变化；汇率；通货膨胀；利率；大宗商品价格；获得和资本成本；政治决策；全球地缘政治条件；以及大宗商品和其他替代能源的供应、需求和价格，包括但不限于本季度报告Form 10-Q以及我们提交给加拿大和美国证券监管机构的其他文件中讨论的风险和不确定性。任何一种假设、风险、不确定性或因素对特定前瞻性陈述的影响不能确定，因为它们是相互依赖的，我们未来的行动取决于管理层对相关时间所有可用信息的评估。除非适用法律要求，否则Enbridge不承担公开更新或修改本季度报告中以Form 10-Q或其他形式作出的任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。所有前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，归因于我们或代表我们行事的人，都明确地完整地受到这些警告性声明的限制。

非公认会计准则和其他财务衡量标准

第一部分第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析(MD&A)在这份Form 10-Q季度报告中提到了非公认会计准则和其他财务指标，包括EBITDA。EBITDA被定义为扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益。管理层使用EBITDA来评估Enbridge的业绩并设定目标。管理层认为，EBITDA的列报为投资者提供了有用的信息，因为它增加了对Enbridge业绩的透明度和洞察力。

非公认会计原则和其他财务措施不是美国公认会计原则所规定的具有标准化含义的措施，也不是美国公认会计原则的措施。因此，这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相提并论。历史非GAAP和其他财务指标与最直接可比较的GAAP指标的对账在本MD&A中列出，并可在我们的网站上找到。有关非GAAP和其他财务措施的更多信息，可在我们的网站www.sedarplus.ca或www.sec.gov上找到。
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第一部分-财务信息

项目1.财务报表

安桥。
合并损益表

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(未经审计；数百万加元，不包括每股金额)    
营业收入   
商品销售4,652 6,415 14,114 22,880 
配气销售516 695 3,587 3,698 
交通运输和其他服务4,676 4,463 14,650 13,307 
总营业收入(注2)
9,844 11,573 32,351 39,885 
运营费用
商品成本4,648 6,300 13,833 22,772 
配气成本183 330 2,145 2,242 
运营和行政管理2,055 2,089 6,120 5,958 
折旧及摊销1,164 1,076 3,447 3,195 
总运营费用8,050 9,795 25,545 34,167 
营业收入1,794 1,778 6,806 5,718 
股权投资收益343 536 1,338 1,537 
从合资企业合并交易中获利(注5)
— 1,076 — 1,076 
其他收入/(支出)(注10)
(465)(883)212 (924)
利息支出(921)(806)(2,709)(2,316)
所得税前收益751 1,701 5,647 5,091 
所得税费用
(128)(318)(1,157)(1,044)
收益623 1,383 4,490 4,047 
可归属于非控股权益的收益(2)(21)(117)(61)
可归属于控股权益的收益621 1,362 4,373 3,986 
优先股股息(89)(83)(260)(330)
普通股股东应占收益532 1,279 4,113 3,656 
普通股股东应占每股普通股收益(注4)
0.26 0.63 2.02 1.80 
普通股股东应占每股摊薄收益(注4)
0.26 0.63 2.02 1.80 
附注是这些中期合并财务报表的组成部分。
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安桥。
综合全面收益表

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(未经审计；数百万加元)    
收益623 1,383 4,490 4,047 
其他综合收益/(亏损)，税后净额
现金流套期保值未实现收益变动238 171 359 817 
净投资套期保值未实现损益变动(358)(934)42 (1,187)
股权投资的其他综合收益/(亏损)7 (7)7 (7)
公允价值套期保值的排除部分2 (33)11 (38)
现金流量套期保值损失收益的重新分类39 36 58 145 
重新分类为养恤金和其他退休后福利(OPEB)金额的收入(5)(2)(13)(7)
对股权投资损失收益的重新分类— 16 — 16 
外币折算调整1,386 4,135 (131)5,308 
其他综合收益，税后净额1,309 3,382 333 5,047 
综合收益1,932 4,765 4,823 9,094 
可归属于非控股权益的全面收益(45)(116)(143)(187)
可归属于控股权益的全面收益1,887 4,649 4,680 8,907 
优先股股息(89)(83)(260)(330)
普通股股东应占全面收益1,798 4,566 4,420 8,577 
附注是这些中期合并财务报表的组成部分。
7

安桥。
合并权益变动表

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(未经审计；数百万加元，不包括每股金额)  
优先股
期初余额6,818 6,818 6,818 7,747 
优先股的赎回— — — (929)
期末余额6,818 6,818 6,818 6,818 
普通股 
期初余额64,694 64,755 64,760 64,799 
已发行股份，扣除发行成本4,485 — 4,485 — 
因行使股票期权而发行的股份1 2 3 50 
限制性股票单位（RSU）归属时发行的股份— — 12 — 
按设定价值购买股份— — (80)(88)
其他— — — (4)
期末余额69,180 64,757 69,180 64,757 
额外实收资本  
期初余额291 305 275 365 
基于股票的薪酬35 9 53 27 
行使的股票期权(1)(2)(3)(47)
归属受限制股份单位，扣除预扣税(20)— (20)— 
购买非控股权益(29)— (29)— 
其他— — — (33)
期末余额276 312 276 312 
赤字  
期初余额(13,746)(10,418)(15,486)(10,989)
可归属于控股权益的收益621 1,362 4,373 3,986 
优先股股息(89)(83)(260)(330)
宣布普通股股息(1,795)(1,741)(3,591)(3,484)
超过规定价值的股票购买— — (45)(63)
期末余额(15,009)(10,880)(15,009)(10,880)
累计其他综合收益/(亏损)(注7)
  
期初余额2,561 538 3,520 (1,096)
普通股股东应占的其他全面收益，税后净额1,266 3,287 307 4,921 
期末余额3,827 3,825 3,827 3,825 
总Enbridge Inc.股东权益65,092 64,832 65,092 64,832 
非控制性权益  
期初余额3,420 2,539 3,511 2,542 
可归属于非控股权益的收益2 21 117 61 
可归因于非控股权益的其他综合收益/(亏损)，税后净额
现金流量套期保值未实现损益变动11 (8)29 (14)
外币折算调整32 103 (3)140 
 43 95 26 126 
可归属于非控股权益的全面收益45 116 143 187 
分配(86)(62)(281)(189)
投稿2 2 10 10 
购买非控股权益2 — 2 — 
其他(1)3 (3)48 
期末余额3,382 2,598 3,382 2,598 
总股本68,474 67,430 68,474 67,430 
每股普通股支付的股息0.89 0.86 2.67 2.58 
附注是这些中期合并财务报表的组成部分。
8

安桥。
合并现金流量表

九个月结束
9月30日，
 20232022
(未经审计；数百万加元)  
经营活动  
收益4,490 4,047 
将收益与经营活动提供的现金净额进行调整：  
折旧及摊销3,447 3,195 
递延所得税费用923 600 
未实现衍生工具公允价值(收益)/损失，净额(注8)
(270)1,691 
股权投资收益(1,338)(1,537)
来自股权投资的分配1,539 1,293 
从合资企业合并交易中获利(注5)
— (1,076)
其他137 6 
经营性资产和负债的变动1,461 (602)
经营活动提供的净现金10,389 7,617 
投资活动  
资本支出(3,284)(3,204)
长期、限制性和其他投资(487)(566)
超过累计收益的股权投资分配865 426 
无形资产的附加值(165)(131)
收购
(487)(295)
合营企业合并交易所得款项(注5)
— 522 
关联贷款，净额86 90 
其他(31)— 
用于投资活动的现金净额(3,503)(3,158)
融资活动  
短期借款净变化(412)367 
商业票据和信贷安排提款的净变化(9,855)386 
债券和定期票据发行，扣除发行成本9,611 4,739 
债券和定期票据的偿还(2,881)(2,244)
非控制性权益的贡献10 10 
对非控股权益的分配(281)(189)
已发行普通股，扣除发行成本4,450 3 
回购普通股(125)(151)
优先股股息(260)(254)
普通股分红(5,390)(5,226)
优先股的赎回— (1,003)
关联贷款，净额69 — 
其他(82)(223)
用于融资活动的现金净额(5,146)(3,785)
外币计价现金、现金等价物和限制性现金的换算效果
— 63 
现金及现金等价物和限制性现金的净变化1,740 737 
期初现金及现金等价物和限制性现金907 320 
期末现金及现金等价物和限制性现金2,647 1,057 
附注是这些中期合并财务报表的组成部分。
9

安桥。
合并财务状况表

9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
（未经审计;百万加元;百万股）  
资产  
流动资产  
现金和现金等价物2,608 861 
受限现金39 46 
应收贸易账款和未开账单收入3,976 5,616 
其他流动资产2,757 3,255 
联属公司应收账款185 114 
库存1,566 2,255 
11,131 12,147 
财产、厂房和设备、净值105,580 104,460 
长期投资15,271 15,936 
受限的长期投资635 593 
递延金额和其他资产9,276 9,542 
无形资产，净额3,730 4,018 
商誉32,390 32,440 
递延所得税397 472 
总资产178,410 179,608 
负债和权益  
流动负债  
短期借款1,584 1,996 
应付贸易款项和应计负债4,375 6,172 
其他流动负债2,851 5,220 
应付联属公司的帐款54 105 
应付利息723 763 
长期债务的当期部分7,138 6,045 
16,725 20,301 
长期债务68,793 72,939 
其他长期负债9,467 9,189 
递延所得税14,951 13,781 
109,936 116,210 
或有事件(注11)
权益  
股本  
优先股6,818 6,818 
普通股(2,126和2,025未偿还金额分别为2023年9月30日和2022年12月31日)
69,180 64,760 
额外实收资本276 275 
赤字(15,009)(15,486)
累计其他综合收益(注7)
3,827 3,520 
总Enbridge Inc.股东权益65,092 59,887 
非控制性权益3,382 3,511 
68,474 63,398 
负债和权益总额178,410 179,608 
附注是这些中期合并财务报表的组成部分。

10

中期合并财务报表附注
(未经审计)

1. 陈述的基础

随附的安桥(“我们”、“我们”、“我们”及“恩布里奇”)未经审核中期综合财务报表乃根据美国公认会计原则(美国公认会计原则)及S-X准则编制。它们不包括美国公认会计原则要求的年度合并财务报表所需的所有信息和附注，因此应与我们截至2022年12月31日的年度经审计的综合财务报表和附注一起阅读。管理层认为，中期综合财务报表包含所有必要的正常经常性调整，以公平地列报中期报告期间的财务状况、经营业绩和现金流量。这些中期综合财务报表遵循与我们截至2022年12月31日的年度经审计的综合财务报表中包括的相同的重要会计政策。除非另有说明，否则金额以加元表示。

我们的中期运营和收益可能会受到天然气分销公用事业业务的季节性波动以及原油和天然气供求等其他因素的影响，可能不能作为年度业绩的指标。

我们中期综合财务报表中的某些比较数字已重新分类，以符合本年度的列报方式。

2. 收入

与客户签订合同的收入
主要产品和服务

截至三个月
2023年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
运输收入2,856 1,294 148 — — — 4,298 
存储和其他收入65 118 83 — — — 266 
配气收入— — 528 — — — 528 
电力收入— — — 79 — — 79 
与客户签订合同的总收入
2,921 1,412 759 79 — — 5,171 
商品销售— — — — 4,652 — 4,652 
其他收入1,2
61 11 (9)(42)— — 21 
部门间收入102 — 1 3 6 (112)— 
总收入3,084 1,423 751 40 4,658 (112)9,844 

11

截至三个月
2022年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
运输收入2,962 1,264 143 — — — 4,369 
存储和其他收入58 91 63 — — — 212 
配气收入— — 699 — — — 699 
电力收入— — — 68 — — 68 
与客户签订合同的总收入
3,020 1,355 905 68 — — 5,348 
商品销售— — — — 6,415 — 6,415 
其他收入1,2
(258)10 3 54 — 1 (190)
部门间收入137 1 1 (2)4 (141)— 
总收入2,899 1,366 909 120 6,419 (140)11,573 

九个月结束
2023年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
运输收入8,800 3,968 593 — — — 13,361 
存储和其他收入191 326 267 — — — 784 
配气收入— — 3,611 — — — 3,611 
电力收入— — — 220 — — 220 
与客户签订合同的总收入
8,991 4,294 4,471 220 — — 17,976 
商品销售— — — — 14,114 — 14,114 
其他收入1,2
170 29 (50)112 — — 261 
部门间收入358 1 5 2 24 (390)— 
总收入9,519 4,324 4,426 334 14,138 (390)32,351 
九个月结束
2022年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
运输收入8,212 3,658 551 — — — 12,421 
存储和其他收入173 258 209 — — — 640 
天然气收集和加工收入— 21 — — — — 21 
配气收入— — 3,716 — — — 3,716 
电力收入— — — 211 — — 211 
与客户签订合同的总收入
8,385 3,937 4,476 211 — — 17,009 
商品销售— — — — 22,880 — 22,880 
其他收入1,2
(225)28 (30)222 — 1 (4)
部门间收入432 2 12 (2)14 (458)— 
总收入8,592 3,967 4,458 431 22,894 (457)39,885 
1包括我们的套期保值计划的已实现和未实现损益，截至2023年9月30日的三个月为净额972000万美元损失(2022年-$345亏损)，截至2023年9月30日的9个月为净额1492000万美元损失(2022年-$483(百万亏损)。
2包括截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的三个月的租赁合同收入107百万美元和美元128分别为百万美元和截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月387百万美元和美元435分别为100万美元。

我们将收入分解为代表我们在每个业务部门的主要业绩义务的类别。这些收入类别代表了每个部门中最重要的收入来源，因此被认为是管理层在评估业绩时应考虑的最相关的收入信息。
12

合同余额
合同应收款合同资产合同责任
(百万加元)
截至2023年9月30日的结余2,161 230 2,448 
截至2022年12月31日的结余3,183 230 2,241 

合同应收款是指从与客户的合同中获得的应收款金额。

合同资产是指在我们履行(或部分履行)履约义务所收到的付款之前、在我们无条件获得付款的时间点之前确认的收入金额。当我们无条件获得对价的权利时，合同资产中包含的金额将转移到应收账款中。

合同负债是指因未履行履约义务而收到的付款。合同负债主要涉及补充权和递延收入。在截至2023年9月30日的三个月和九个月内确认的收入在期初计入合同负债为#美元。90百万美元和美元179分别为100万美元。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，从收到的现金中增加的合同负债，减去确认为收入的金额，增加了$213百万美元和美元380分别为100万美元。

履约义务
在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，没有确认来自前几个时期履行的业绩义务的实质性收入。

未履行履约义务应确认的收入
预期在今后各期间履行的履约义务的总收入为#美元。57.5亿美元，其中2.010亿美元6.6预计将在剩余时间内确认10亿美元三个月分别截至2023年12月31日和截至2024年12月31日的年度。

根据会计准则编纂(ASC)606规定的可选豁免，不包括上述金额的收入占我们总收入和与客户合同收入的很大一部分，如下所述。向托运人收取的某些收入，如直通运营成本，将按我们有权向客户开具发票的金额确认，并从上述未履行的履约义务中排除在未来确认的收入金额中。由于相关对价的不确定性，可变对价被排除在上述金额之外，这通常在确定实际数量和价格时解决。例如，我们认为可中断的运输服务收入是可变收入，因为量是无法估计的。此外，由于无法可靠地估计未来的通货膨胀率，上述数额中没有反映由于通货膨胀而合同增加的某些通行费上涨的影响。由于未来通行费仍未知，监管机构定期重置通行费的受监管合同超出当前费率结算期的期间的收入不包括在上述金额中。最后，与最初预期期限为一年或一年以下的客户签订的合同的收入不包括在上述数额之内。

13

可变考虑事项
在2023年的前六个月，加拿大主线的收入是根据2021年6月30日到期的竞争性通行费和解协议(CTS)的条款确认的。2021年6月30日实施的收费是临时收费，直至2023年7月1日新的临时收费生效。在新的商业安排获得批准之前，通行费将以过渡期内适用的最终确定和调整(如果有)为准。由于根据加拿大能源监管机构(CER)的决定和潜在客户谈判对通行费进行调整的不确定性，截至2023年9月30日的三个月和九个月确认的中期通行费收入被视为可变考虑因素。

收入的确认和计量
截至2023年9月30日的三个月液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电已整合
(百万加元)    
在某个时间点转移的产品的收入
— — 38 — 38 
随时间转移的产品和服务的收入1
2,921 1,412 721 79 5,133 
与客户签订合同的总收入
2,921 1,412 759 79 5,171 
截至2022年9月30日的三个月液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电已整合
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入— — 41 — 41 
随时间转移的产品和服务的收入1
3,020 1,355 864 68 5,307 
与客户签订合同的总收入3,020 1,355 905 68 5,348 
截至2023年9月30日的9个月液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电已整合
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入— — 105 — 105 
随时间转移的产品和服务的收入1
8,991 4,294 4,366 220 17,871 
与客户签订合同的总收入8,991 4,294 4,471 220 17,976 
截至2022年9月30日的9个月液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电已整合
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入— — 77 — 77 
随时间转移的产品和服务的收入1
8,385 3,937 4,399 211 16,932 
与客户签订合同的总收入8,385 3,937 4,476 211 17,009 
1原油和天然气管道运输、储存、天然气收集、压缩和处理、天然气分销、天然气储存服务和电力销售的收入。

14

3. 分段信息

截至三个月
2023年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
营业收入3,084 1,423 751 40 4,658 (112)9,844 
商品和天然气分销成本— 1 (190)(13)(4,749)120 (4,831)
运营和行政管理(1,088)(578)(305)(63)(10)(11)(2,055)
股权投资的收益/(亏损)231 94 — 21 — (3)343 
其他收入/(支出)20 33 15 45 (5)(573)(465)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)2,247 973 271 30 (106)(579)2,836 
折旧及摊销(1,164)
利息支出      (921)
所得税费用      (128)
收益     623 
资本支出1
598 989 679 54 — 27 2,347 

截至三个月
2022年9月30日
液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
营业收入2,899 1,366 909 120 6,419 (140)11,573 
商品和天然气分销成本27 — (327)(5)(6,465)140 (6,630)
运营和行政管理(1,173)(545)(311)(58)(9)7 (2,089)
股权投资收益193 321 — 22 — — 536 
从合资企业合并交易中获利(注5)
— 1,076 — — — — 1,076 
其他收入/(支出)— 33 15 26 (15)(942)(883)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)1,946 2,251 286 105 (70)(935)3,583 
折旧及摊销(1,076)
利息支出      (806)
所得税费用      (318)
收益      1,383 
资本支出1
268 525 405 9 — 8 1,215 

15

九个月结束
2023年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
营业收入9,519 4,324 4,426 334 14,138 (390)32,351 
商品和天然气分销成本— 1 (2,173)(19)(14,179)392 (15,978)
运营和行政管理(3,294)(1,715)(939)(178)(40)46 (6,120)
股权投资的收益/(亏损)733 531 1 83 — (10)1,338 
其他收入/(支出)103 79 39 75 (2)(82)212 
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)7,061 3,220 1,354 295 (83)(44)11,803 
折旧及摊销(3,447)
利息支出      (2,709)
所得税费用      (1,157)
收益     4,490 
资本支出1
835 1,332 1,025 77 — 54 3,323 

九个月结束
2022年9月30日		液体管道输气与中游天然气的分配和储存可再生能源发电能源服务淘汰和其他已整合
(百万加元)       
营业收入8,592 3,967 4,458 431 22,894 (457)39,885 
商品和天然气分销成本— — (2,258)(13)(23,197)454 (25,014)
运营和行政管理(3,096)(1,620)(891)(159)(34)(158)(5,958)
股权投资的收益/(亏损)561 877 1 100 — (2)1,537 
从合资企业合并交易中获利(注5)
— 1,076 — — — — 1,076 
其他收入/(支出)36 84 58 30 (11)(1,121)(924)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)6,093 4,384 1,368 389 (348)(1,284)10,602 
折旧及摊销(3,195)
利息支出      (2,316)
所得税费用      (1,044)
收益      4,047 
资本支出1
1,086 1,087 1,005 26 — 32 3,236 
1包括建设期间使用的股权资金的拨备。

16

4. 普通股每股收益和每股股息

基本型
普通股每股收益的计算方法是将普通股股东应占收益除以已发行普通股的加权平均数量。

稀释
库存股方法被用来确定股票期权和RSU的稀释影响。这种方法假设行使股票期权和归属RSU的任何收益将用于以期间的平均市场价格购买普通股。

用于计算基本每股收益和稀释后每股收益的加权平均流通股如下：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(单位：百万股)    
加权平均流通股2,048 2,025 2,033 2,026 
稀释性期权和RSU的影响1 3 2 3 
稀释加权平均流通股2,049 2,028 2,035 2,029 

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月，21.61000万美元和11.4分别有100万份加权平均行权价为#美元的反摊薄股票期权53.69及$56.49分别被排除在稀释后每股普通股收益的计算之外。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月，18.2百万美元和9.2分别有100万份加权平均行权价为#美元的反摊薄股票期权54.81及$56.63分别被排除在稀释后每股普通股收益的计算之外。

17

每股股息
2023年10月31日，我们的董事会宣布了以下季度股息。所有股息将于2023年12月1日支付给2023年11月15日登记在册的股东。
每股股息
普通股1
$0.88750 
优先股，A系列$0.34375 
优先股，B系列$0.32513 
优先股，D系列2
$0.33825 
优先股，F系列3
$0.34613 
优先股，G系列4
$0.47245 
优先股，H系列5
$0.38200 
优先股，系列I6
$0.44814 
优先股，系列--L美元0.36612 
优先股，N系列$0.31788 
优先股，系列P
$0.27369 
优先股，R系列$0.25456 
优先股，系列17
美元0.41898 
优先股，系列3$0.23356 
优先股，系列5
美元0.33596 
优先股，系列7
$0.27806 
优先股，系列9$0.25606 
优先股，系列11
$0.24613 
优先股，系列13$0.19019 
优先股，系列15
$0.18644 
优先股，系列198
$0.38825 
1每股普通股的季度股息有所增加3.2%至$0.8875从$0.86，2023年3月1日生效。
2优先股D系列的季度每股股息增加到1美元。0.33825从$0.278752023年3月1日，由于2023年3月1日重置年度股息。
3优先股的季度每股股息，F系列增加到$0.34613从$0.29306由于2023年6月1日重新设定年度股息，2023年6月1日的股息将于2023年6月1日到期。
42023年6月1日， 1,827,695已发行优先股中的F系列已转换为G系列优先股。G系列优先股的季度每股股息增加至$0.47245从$0.43858于2023年9月1日到期，于发行日期后按季度重置。
5H系列优先股的季度每股股息增加至$0.38200从$0.27350由于2023年9月1日重新设定年度股息，2023年9月1日的股息将于2023年9月1日到期。
62023年9月1日，2,350,602已发行优先股中的H系列已转换为I系列优先股。优先股的第一季度股息，第一系列将于2023年12月1日支付。
7第一系列优先股的每股季度股息增加至美元0.41898由US$0.37182由于2023年6月1日重新设定年度股息，2023年6月1日的股息将于2023年6月1日到期。
8第19系列优先股的季度每股股息增加到$0.38825从$0.306252023年3月1日，由于2023年3月1日重置年度股息。
18

5. 收购和处置

收购美国天然气公用事业
于二零二三年九月五日，我们宣布Enbridge已与Dominion Energy，Inc.订立三份独立最终协议。收购东俄亥俄州天然气公司，Questar天然气公司及其相关的Weexpro公司，以及北卡罗来纳州的公共服务公司，总收购价格为美元19.1亿(美元)14.030亿美元)，其中包括12.8亿(美元)9.430亿美元)的现金对价和6.3亿(美元)4.6承担的债务，取决于惯例的结束调整(加在一起，收购)。收购预计将于2024年完成，前提是满足惯常的完成条件，包括收到某些监管批准，这些批准不是交叉条件。

2023年9月8日，我们完成了102,913,500普通股，价格为$44.70每股总收益为$4.630亿美元，旨在为收购支付的总现金对价的一部分提供资金。

2023年9月，我们关闭了二发行本金总额为美元的债券2.010亿美元1.0十亿美元。发行所得款项旨在为收购所应付的总现金代价提供部分资金。参考附注6--债务关于为支持收购而获得的债务发行和信贷安排的进一步细节。

特雷斯帕拉西奥斯控股有限公司
2023年4月3日，我们以美元收购了特雷斯·帕拉西奥斯控股有限公司(Tres Palcios)4511000万欧元(美元)335 百万现金。Tres Palacios是位于美国墨西哥湾沿岸的天然气储存设施，其基础设施为德克萨斯州的燃气发电和液化天然气出口以及墨西哥管道出口提供服务。

我们分配的资产的公允价值为7901000万欧元(美元)588 不动产、厂场和设备净额，其中2541000万欧元(美元)189 2020年12月31日，本集团就储存洞穴使用权资产录得租赁负债100，000，000元，并记录相关租赁负债100，000，000元。71000万欧元(美元)5(百万美元)和$2481000万欧元(美元)184 2019年12月31日，本集团将长期债务和长期债务分别计入合并财务状况表中的流动部分。收购的资产包括在我们的天然气输送和中游部门。

DCP MIDSTREAM，LLC
于2022年8月17日，我们与Phillips 66完成一项合资企业合并交易，成立一家合资企业DCP Midstream，LLC，持有我们及Phillips 66于Gray Oak Pipeline，LLC（Gray Oak）及DCP Midstream，LP（DCP）的间接所有权权益。我们在DCP Midstream，LLC的所有权包括A类和B类权益，分别追踪我们在DCP（包括在天然气输送和中游部门）和Gray Oak（包括在液体管道部门）的投资。通过对DCP Midstream，LLC的投资，我们增加了对Gray Oak的有效经济利益， 58.5自%22.8%，并减少了我们在DCP中的实际经济利益， 13.2自%28.3%.由于此次交易，Enbridge于2023年第二季度接管了Gray Oak的运营权。

我们根据DCP公开交易普通股单位于交易截止日期的未经调整市场报价，厘定我们于DCP的经济权益减少的公平值。我们于Gray Oak增加的经济权益的公平值乃使用我们于DCP的经济权益变动所规定的公平值厘定。由于合并交易和我们在DCP和Gray Oak的经济利益的重新调整，我们还收到了约$的现金对价。5221000万欧元(美元)404 并录得会计收益$1.1亿(美元)8321,000,000美元)在综合收益表中从合资企业合并交易中获利。DCP和Gray Oak都继续作为权益方法投资入账。

19

Tri Global Energy，LLC
2022年9月27日，通过一家全资美国子公司，我们以现金对价$收购了Tri Global Energy，LLC(TGE)的所有未偿还普通单位2951000万欧元(美元)215(百万美元)加上最高可达$的潜在或有付款721000万欧元(美元)53(百万美元)取决于TGE(收购TGE)业绩里程碑的实现情况。TGE是美国一家陆上可再生能源项目开发商，拥有风能和太阳能项目的开发组合。对TGE的收购增强了Enbridge的可再生能源平台，并加快了我们在北美的增长战略。

我们使用ASC 805规定的采集方法对TGE采集进行核算业务
组合。根据ASC 820中描述的评估方法公允价值
测量结果，收购资产和假设负债按其估计公允价值入账。
截至收购之日。

下表汇总了分配给TGE净资产的估计公允价值：

2022年9月27日
(百万加元)
收购净资产的公允价值：
流动资产5 
财产、厂房和设备3 
长期投资8 
无形资产(A)117 
长期资产3 
流动负债61 
长期债务18 
长期负债(B)105 
商誉(C)392 
购买价格：
现金295 
或有对价(D)49 
344 

A)无形资产包括一旦达到某些项目开发里程碑，TGE预期从现有开发合同中赚取的补偿。公允价值是使用贴现现金流量法确定的，这是一种以收入为基础的估值方法，估计了合同未来预期收益的现值。无形资产将在三年半的预期使用年限内按直线摊销。

B)长期负债主要包括应付第三方的债务，这取决于某些项目是否达到里程碑。公允价值指于TGE收购当日的未来现金流量付款的现值。

C)商誉主要归因于开发风能和太阳能项目的新机会带来的预期未来回报，以及我们可再生项目组合的规模和运营多样性的增强。确认的商誉余额已分配给我们的可再生发电部门，并可在15好几年了。

D)我们同意支付高达#美元的额外或有对价53300万美元给TGE的前
如果在某些项目上达到了业绩里程碑，则为共同单位持有人。美元36在收购价格中确认的或有对价为或有公允价值
在收购之日的对价。公允价值采用以收入为基础的方法确定。
20

在完成对TGE的收购后，我们开始整合TGE。从2022年9月27日到2022年9月30日，TGE产生的营业收入和普通股股东应占收益并不重要。对我们补充形式的综合营业收入和截至2022年9月30日的三个月和九个月的普通股股东应占收益的影响也不大，就好像TGE收购已经在2021年1月1日完成一样。

阿萨巴斯卡区域油砂系统
2022年9月28日，我们达成了一项协议，出售一家11.6营业外权益百分比七阿尔伯塔省北部阿萨巴斯卡地区的管道从我们的区域油砂系统到阿萨巴斯卡土著投资有限合伙企业，这是一个代表23第一民族和梅蒂斯社区。2022年10月5日，我们完成了这笔交易，总代价约为1.110亿美元，较少惯常的收盘调整。出售后，我们维持了88.4这些资产是我们液体管道部门的一部分，并将继续管理、运营和向其提供行政服务。

6. 债务

信贷安排
下表提供了截至2023年9月30日我们承诺的信贷安排的详细信息：

成熟性1
总计
设施
抽签2
可用
(百万加元)    
安桥。 2024-20288,853 1,272 7,581 
Enbridge(美国)Inc. 2025-20288,585 1,064 7,521 
Enbridge管道公司20252,000 265 1,735 
Enbridge Gas Inc.20252,500 1,585 915 
承诺信贷额度合计 21,938 4,186 17,752 
1到期日包括一年制某些信贷安排的期限选择。
2包括由信贷安排支持的贷款提款和商业票据发行。

2023年3月，Enbridge Gas Inc.(Enbridge Gas)增加了364-可延长一天的信贷安排，从美元起2.030亿美元至50亿美元2.52023年7月，该贷款的到期日被延长至2025年7月，其中包括一年制期限从2024年7月起生效。

2023年7月，Enbridge管道公司延长了其364-天可延长至2025年7月的信贷安排，其中包括一年制期限从2024年7月起生效。

2023年7月，我们续订了大约$6.8我们的10亿美元364-天可延长信贷安排，将到期日延长至2025年7月，其中包括一年制期限从2024年7月起生效。我们还续订了大约$7.6我们的10亿美元五年制信贷安排，将到期日延长至2028年7月。此外，我们还延长了我们的三年制信贷安排，将到期日延长至2026年7月。

2023年9月，我们获得了一笔美元的承诺9.410亿优先无担保过桥定期贷款信贷安排，以支持收购。该设施的承诺额随后减少到#美元。3.42023年9月30日的10亿美元4.6200亿股发行和2023年9月的长期债券发行。

除上述已承诺的信贷安排外，我们维持$1.310亿美元的未承诺信用证融资，其中712截至2023年9月30日，有100万未使用。截至2022年12月31日，我们有$1.310亿美元的未承诺信用证融资，其中689100万美元未得到利用。

21

我们的信贷安排，不包括过渡性定期贷款安排，加权平均备用费为0.1未使用部分的年利率，并按市场利率计入熊利。某些信贷安排是商业票据计划的后盾，我们可以选择延长此类安排，目前这些安排计划从2024年到期到2028年。

截至2023年9月30日和2022年12月31日，商业票据和信贷安排扣除一年内到期的短期借款和非循环信贷安排净额为#美元。2.110亿美元10.530亿美元分别得到了长期承诺信贷安排的支持，因此被归类为长期债务。

长期债务发行
在截至2023年9月30日的九个月内，我们完成了以下总额为美元的长期债务发行5.010亿美元2.9十亿美元：
公司发行日期本金金额
(除非另有说明，否则以百万加元计)
安桥。
2023年3月5.70%
2033年3月到期的与可持续发展相关的优先票据1
美元2,300
2023年3月5.97%
优先票据将于2026年3月到期2
美元700
2023年5月4.90%2028年5月到期的中期票据$600
2023年5月5.36%
2033年5月到期的与可持续发展挂钩的中期票据3
$400
2023年5月5.76%2053年5月到期的中期票据$500
2023年9月8.50%
固定对固定次级票据将于2084年1月到期4
美元1,250
2023年9月8.25 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期5
美元750
2023年9月8.75 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期6
$700
2023年9月8.50 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期7
$300
Enbridge管道公司
2023年8月5.82%2053年8月到期的中期票据$350
1与可持续发展相关的高级票据的可持续发展表现目标为35在观察日期为2030年12月31日时，排放强度比2018年水平降低了%。如果没有达到目标，2031年9月8日，利率将被设定为相等5.70%+50基点。
2我们有权在之后按面值赎回票据一年从发行开始。请参阅附注8--风险管理和金融工具。
3与可持续发展相关的高级票据的可持续发展表现目标为35在观察日期为2030年12月31日时，排放强度比2018年水平降低了%。如果没有达到目标，2031年11月26日，利率将被设定为相等5.36%+50基点。
4对于初始的10几年后，这些纸币的利率是固定的。在第10年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上4.43%。在第10年之后，每隔5年，美国5年期国库券利率将被重置。在30年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上5.18%.
5对于初始的五几年后，这些纸币的利率是固定的。在第五年，利率将被重置为等于五年期美国国债利率加上3.79%。在第10年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上4.04%。在第10年之后，每隔5年，美国五年期国债利率将被重置。在第25年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上4.79%.
6对于初始的10几年后，这些纸币的利率是固定的。在第10年，利率将被重置为等于五年期加拿大政府债券收益率加上4.96%。在第10年之后，每隔五年，加拿大政府债券收益率就会重新设定。在30年，利率将被重置为等于五年期加拿大政府债券收益率加上利润率5.71%.
7对于初始的五几年后，这些纸币的利率是固定的。在第五年，利率将被重置为等于五年期加拿大政府债券收益率加上4.30%。在第10年，利率将被重置为等于五年期加拿大政府债券收益率加上4.55%。在第10年之后，每五年一次，五年期加拿大政府债券收益率被重置。在第25年，利率将被重置为等于加拿大政府五年期债券收益率加上5.30%.

2023年10月，Enbridge Gas关闭了一家三-分批发售，包括五--年期中期票据，10-年期中期票据，以及30--本金总额为#美元的一年期中期票据1.010亿美元，分别于2028年10月、2033年10月和2053年10月到期。
22

长期偿债
在截至2023年9月30日的9个月内，我们完成了以下长期债务偿还，总额为美元1.210亿美元1.3十亿美元：
公司还款日本金金额
(除非另有说明，否则以百万加元计)
安桥。
2023年1月3.94%中期票据$275
2023年2月
浮动利率票据1
美元500
2023年4月6.38%
固定利率至浮动利率的次级票据2
美元600
2023年6月3.94%中期票据$450
Enbridge Gas Inc.
2023年7月6.05%中期票据$100
2023年7月3.79%中期票据$250
Enbridge管道(南光)有限责任公司
2023年6月3.98%高级笔记美元38
Enbridge管道公司
2023年8月3.79%中期票据$250
Enbridge Southern Lights LP
2023年6月4.01%高级笔记$9
Tri Global Energy，LLC
2023年1月10.00%高级笔记美元4
2023年1月14.00%高级笔记美元9
1这些票据的利率设定为等于有担保的隔夜融资利率加上保证金40基点。
2最初到期日为2078年4月的五年期可赎回票据均按面值赎回。

附属定期票据
截至2023年9月30日和2022年12月31日，我们的固定利率至浮动利率和固定至固定利率次级定期票据的本金价值为$13.210亿美元10.3分别为10亿美元。

公允价值调整
截至2023年9月30日和2022年12月31日，历史收购中承担的总债务的公允价值净调整为$551百万美元和美元608分别为2.5亿美元和2.5亿美元。公允价值调整的摊销在综合收益表中记为利息支出的减少：

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2023202220232022
(百万加元)    
公允价值调整摊销12 11 34 33 

债务契约
我们的信贷融资协议和定期债务契约包括标准违约事件和契约条款，根据这些条款，如果我们违约或违反某些契约，可能会导致加速偿还和/或终止协议。截至2023年9月30日，我们遵守了所有公约条款。

23

7. 累计其他综合收益/(亏损)构成

截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月，我们普通股股东应占累计其他全面收益/(亏损)(AOCI)的变化如下：

现金
流动
套期保值		已排除
组件
公允价值
套期保值		网络
投资
套期保值		累计
翻译
调整，调整		权益
被投资人		养老金
和
OPEB
调整，调整		总计
(百万加元)      
截至2023年1月1日的结余121 (35)(1,137)4,348 5 218 3,520 
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损)
447 11 42 (128)8 — 380 
其他全面亏损╱（收入）重新分类至盈利
利率合约1
63 — — — — — 63 
其他合同2
1 — — — — — 1 
养恤金和OPEB精算收益摊销3
— — — — — (16)(16)
511 11 42 (128)8 (16)428 
税收影响     
 
保留在AOCI的金额的所得税
(117)— — — (1)— (118)
对重新归类为收入的金额征收所得税
(6)— — — — 3 (3)
(123)— — — (1)3 (121)
截至2023年9月30日的结余509 (24)(1,095)4,220 12 205 3,827 
现金
流动
套期保值		已排除
组件
公允价值
套期保值		网络
投资
套期保值		累计
翻译
调整，调整		权益
被投资人		养老金
和
OPEB
调整，调整		总计
(百万加元)
截至2022年1月1日的结余(897)— (166)56 (5)(84)(1,096)
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损)
1,073 (38)(1,187)5,168 (6)— 5,010 
其他全面亏损╱（收入）重新分类至盈利
利率合约1
187 — — — — — 187 
外汇合约4
(4)— — — — — (4)
其他合同2
3 — — — — — 3 
养恤金和OPEB精算收益摊销3
— — — — — (9)(9)
其他— — — — 16 — 16 
1,259 (38)(1,187)5,168 10 (9)5,203 
税收影响
保留在AOCI的金额的所得税
(242)— — — (1)— (243)
对重新归类为收入的金额征收所得税
(41)— — — — 2 (39)
(283)— — — (1)2 (282)
截至2022年9月30日的结余79 (38)(1,353)5,224 4 (91)3,825 
1在综合损益表中计入利息支出。
2在合并损益表中反映在营业和行政费用内。
3这些构成部分包括在定期福利净额贷方的计算中，并在综合收益表的其他收入/(支出)项下列报。
4在综合收益表中报告运输和其他服务收入和其他收入/(支出)。

24

8. 风险管理和金融工具

市场风险
我们的收益、现金流和其他综合收益/(亏损)(保监局)受汇率、利率、大宗商品价格和我们的股价(统称为市场风险)变动的影响。正式的风险管理政策、流程和系统旨在减轻这些风险。

以下概述了我们面临的市场风险的类型，以及用来缓解这些风险的风险管理工具。我们结合使用限定衍生工具和非限定衍生工具来管理下述风险。

外汇风险
我们创造了一定的收入，产生了费用，并持有许多以加元以外的货币计价的投资和子公司。因此，我们的收益、现金流和保险投资组合都会受到汇率波动的影响。

我们使用金融衍生工具来对冲外币计价的收益敞口。合格和非合格衍生工具的组合被用于对冲预期的外币计价收入和支出，并管理现金流的变化。我们使用外币衍生品和美元计价债务对美元计价投资和子公司的某些净投资进行对冲。

CTS框架内固有的外汇风险不存在于经谈判达成的解决方案中。因此，我们与加拿大主线相关的外汇对冲计划将不再需要，相关衍生品于2023年第一季度终止，实现亏损#美元。6381000万美元。

利率风险
由于我们的可变利率债务(主要是商业票据)的定期重新定价，我们的收益和现金流受到短期利率波动的影响。我们监控我们的固定利率和可变利率债务工具的债务组合组合，以管理董事会批准的最高政策限制范围内的浮动利率债务的综合组合30浮动利率债务占未偿债务总额的百分比。我们主要使用合格的衍生工具来管理利率风险。费用通过执行浮动利率到固定利率互换和无成本挂钩。这些掉期的平均利率是固定的的 4.2%.

2023年3月8日，我们发行了美元700万三年制固定利率票据，其中包括我们在第一年后按面值赎回的权利。还执行了相应的浮动可取消掉期修复，赋予掉期交易对手在第一年后取消掉期的类似权利。这一掉期的固定利率是6.0%.

在预期的固定利率定期债券发行之前，我们的收益和现金流也受到较长期利率变化的影响。远期起始利率掉期被用来对冲未来利率变动的影响。我们已经建立了一个计划，包括我们的一些子公司，以部分减轻我们对长期利率波动的风险敞口。 2.7%.

25

商品价格风险
由于我们在某些资产和投资中的所有权权益，以及我们能源服务子公司的活动，我们的收益和现金流受到大宗商品价格变化的影响。这些商品包括天然气、原油、电力和天然气液体(NGL)。我们使用金融和实物衍生品工具来确定涉及这些商品的实物交易产生的部分可变价格敞口。我们主要使用非限定衍生工具来管理大宗商品价格风险。

股权价格风险
股票价格风险是指由于我们股价的变化而引起的收益波动的风险。我们通过发行各种形式的基于股票的薪酬来暴露于我们自己的普通股价格，这些薪酬通过每个时期对已发行单位的重估来影响收益。我们使用股票衍生品来管理源自一基于股票的薪酬形式，RSU。我们结合使用合格和非合格衍生工具来管理股票价格风险。

总衍生工具
我们通常的政策是与我们的大多数金融衍生品交易对手签订个别国际掉期和衍生品协会(ISDA)协议或其他类似的衍生品协议。该等协议规定在发生破产或其他重大信贷事件时，对与特定交易对手未偿还的衍生工具进行净结算，并减少我们在该等情况下与交易对手未偿还的金融衍生资产头寸的信贷风险敞口。

下表概述了在上述特定情况下，我们的衍生工具的财务状况地点和账面价值的综合报表，以及最高潜在结算金额。所有金额均在合并财务状况表中以毛额列示。
26

2023年9月30日导数
仪器
用作
现金流
套期保值		导数
仪器
用作
公允价值
*模糊限制语		非-
排位赛
导数
仪器		总收入
导数
仪器
如图所示		金额
可用
对于偏移		总净值
导数
仪器
(百万加元)
其他流动资产
外汇合约— 71 32 103 (25)78 
利率合约318 — 66 384 (3)381 
商品合同— — 206 206 (153)53 
318 71 304 693 (181)512 
递延金额和其他资产
外汇合约— 31 109 140 (90)50 
利率合约130 — 19 149 — 149 
商品合同— — 57 57 (36)21 
130 31 185 346 (126)220 
其他流动负债
外汇合约— (49)(163)(212)25 (187)
利率合约— — (3)(3)3 — 
商品合同(19)— (343)(362)153 (209)
其他合同— — (2)(2)— (2)
(19)(49)(511)(579)181 (398)
其他长期负债
外汇合约— (36)(1,004)(1,040)90 (950)
利率合约(2)— — (2)— (2)
商品合同(10)— (166)(176)36 (140)
其他合同(1)— (1)(2)— (2)
(13)(36)(1,171)(1,220)126 (1,094)
衍生工具净资产/(负债)总额
外汇合约— 17 (1,026)(1,009)— (1,009)
利率合约446 — 82 528 — 528 
商品合同(29)— (246)(275)— (275)
其他合同(1)— (3)(4)— (4)
416 17 (1,193)(760)— (760)
27

2022年12月31日导数
仪器
用作
现金流
套期保值		导数
仪器
用作
公允价值
*模糊限制语		非-
排位赛
导数
仪器		总收入
导数
仪器
如图所示		金额
可用
对于偏移		总净值
导数
仪器
(百万加元)
其他流动资产
外汇合约— — 46 46 (41)5 
利率合约649 — 11 660 — 660 
商品合同— — 302 302 (182)120 
其他合同— — 7 7 — 7 
649 — 366 1,015 (223)792 
递延金额和其他资产
外汇合约— 156 153 309 (138)171 
利率合约254 — — 254 — 254 
商品合同— — 61 61 (25)36 
其他合同1 — 2 3 — 3 
255 156 216 627 (163)464 
其他流动负债
外汇合约— (42)(524)(566)41 (525)
商品合同(48)— (284)(332)182 (150)
(48)(42)(808)(898)223 (675)
其他长期负债
外汇合约— — (1,116)(1,116)138 (978)
利率合约(3)— (1)(4)— (4)
商品合同(37)— (133)(170)25 (145)
(40)— (1,250)(1,290)163 (1,127)
衍生工具净资产/(负债)总额
外汇合约— 114 (1,441)(1,327)— (1,327)
利率合约900 — 10 910 — 910 
商品合同(85)— (54)(139)— (139)
其他合同1 — 9 10 — 10 
816 114 (1,476)(546)— (546)

下表汇总了与我们的衍生工具相关的到期日和名义本金或未偿还数量：

2023年9月30日20232024202520262027此后总计
外汇合约-美元远期-买入(百万美元)
114 1,000 500 — — — 1,614 
外汇合约-美元远期-抛售(百万美元)
1,593 5,440 4,955 4,325 3,647 2,886 22,846 
外汇合约-英镑(GBP)远期-抛售(百万英镑)
7 30 30 28 32 — 127 
外汇合约-欧元远期-卖出(百万欧元)
27 91 86 85 81 262 632 
外汇合约-日元远期-买入(百万日元)
— — 84,800 — — — 84,800 
(百万加元)
2,656 5,645 1,364 1,097 75 39 10,876 
利率合约-短期债务收取固定利率(百万加元)
229 946 946 179 — — 2,300 
利率合同-长期债务支付固定利率(百万加元)
1,726 400 588 — — — 2,714 
利率合约--无成本的领口
加元(百万加元)
— — 394 11 — — 405 
股权合同(百万加元)
— 33 12 — — — 45 
商品合同--天然气(数十亿立方英尺)
6 45 27 9 7 — 94 
商品合约--原油(百万桶)
5 (3)— — — — 2 
商品合同--权力(兆瓦/小时)(兆瓦/小时)
61 3 (42)(49)(53)(50)(33)
1
1总计是电力的平均净买入额/(卖出额)。
28

公允价值衍生工具
对于被指定为公允价值套期保值的外汇衍生工具，衍生工具的损益计入综合收益表的其他收入/(支出)或利息支出。套期项目中可归因于套期风险的抵销亏损或收益计入综合收益表的其他收入/(支出)。任何被排除的组成部分都包括在综合全面收益表中。

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(百万加元)
衍生工具未实现收益/(亏损)35 122 (107)221 
套期保值项目的未实现损益(35)(122)106 (211)
衍生工具已实现亏损(11)(5)(34)(101)
套期保值项目已实现收益— — — 85 

衍生工具对损益表和全面收益表的影响
下表列出了现金流量套期保值和公允价值套期保值对我们的综合收益和综合综合收益的影响，在所得税影响之前：

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(百万加元)
保险公司确认的未实现收益/(亏损)金额
现金流对冲
外汇合约
— 1 — 3 
利率合约
313 230 423 1,087 
商品合同
20 (16)56 (27)
其他合同
(1)(4)(3)(4)
公允价值对冲
外汇合约
2 (33)11 (38)
334 178 487 1,021 
从AOCI重新分类为收益的亏损金额
外汇合约1
— — — 13 
利率合约2
40 45 63 187 
商品合同3
1 — — — 
其他合同4
— 1 1 3 
 
41 46 64 203 
1在综合收益表中报告运输和其他服务收入和其他收入/(支出)。
2在综合损益表中计入利息支出。
3在运输和其他服务中在综合收益报表中报告。
4在合并损益表中反映在营业和行政费用内。

我们估计会有$的收益。20AOCI与现金流对冲相关的100万美元将在未来12个月重新归类为收益。重新归类为收益的实际金额取决于当前未偿还衍生品合约到期时的汇率、利率和大宗商品价格。对于所有预测交易，我们对冲现金流可变性风险的最长期限为27月份(截至)2023年9月30日。
 
29

不合格的衍生品
下表列出了与我们的非合格衍生品公允价值变化相关的未实现收益和亏损：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(百万加元)
外汇合约1
(650)(1,379)415 (1,752)
利率合约2
17 17 72 1 
商品合同3
(229)89 (206)59 
其他合同4
(3)(3)(11)1 
未实现衍生工具公允价值净收益/(亏损)总额(865)(1,276)270 (1,691)
1在截至2023年的9个月期间，报告的运输和其他服务收入(--美元645百万美元收益；2022年-美元375百万美元亏损)和其他收入/(支出)(2023年--$230百万亏损；2022年-$1,377百万亏损)在综合收益表中。
2在综合收益表中列为利息支出内的增长。
3在截至2023年的9个月期间，报告的运输和其他服务收入(--美元85百万亏损；2022年-$12百万美元)，商品销售额(2023年-美元75百万美元收益；2022年-美元151百万美元收益)，商品成本(2023年-美元136百万亏损；2022年-$116百万美元亏损)以及运营和管理费用(2023年--美元60百万亏损；2022年-$12百万收益)在综合收益表中。
4在合并损益表中反映在营业和行政费用内。

流动性风险
 
流动性风险是指我们将无法履行到期的金融义务，包括承诺和担保的风险。为了降低这一风险，我们预测未来一年的现金需求12-一个月的滚动时间段，以确定是否有足够的资金可用，并在我们承诺的银行信贷额度下保持相当大的能力，以应对任何突发事件。我们的流动资金和资本资源的主要来源是运营产生的资金、商业票据的发行和承诺信贷安排下的提款以及长期债务，其中包括债券和中期票据。我们向证券监管机构提交的招股说明书使我们能够随时进入加拿大或美国的公开资本市场，具体取决于市场状况。此外，我们透过与多间银行及机构提供的信贷安排，维持充裕的流动资金。如有需要，我们可为所有预期需求提供约一年而不进入资本市场。截至2023年9月30日，我们遵守了我们承诺的信贷安排协议和定期债务契约的所有条款和条件。因此，我们可以获得所有的信贷安排，银行有义务根据贷款条款为我们提供资金。

信用风险
 
订立衍生工具可能导致信用风险，因为交易对手有可能违约其合同义务。为了减轻这一风险，我们主要与拥有高投资级信用评级的机构进行风险管理交易。与衍生工具交易对手有关的信贷风险，透过维持及监察信贷风险敞口限额及合约要求、净额结算安排及使用外部信用评级服务及其他分析工具持续监察交易对手信贷风险而得以减低。

30

我们在以下交易对手领域有衍生品工具的信贷集中和信用敞口：
9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
(百万加元)
加拿大金融机构495 644 
美国金融机构226 277 
欧洲金融机构123 334 
亚洲金融机构120 224 
其他1
66 105 
1,030 1,584 
1其他由大宗商品清算所以及实物天然气和原油交易对手组成。

截至2023年9月30日，吾等并无提供任何信用证，以代替根据相关ISDA协议的条款向我方交易对手提供现金抵押品。我们举行了不是截至2023年9月30日和2022年12月31日的衍生资产敞口的现金抵押品。

未计入抵押品影响的衍生工具余额总额已列报。衍生品资产根据交易对手的信用违约互换利差调整其不良表现风险，并按公允价值反映。对于衍生负债，我们的不履行风险被考虑在估值中。

信用风险也来自贸易和其他长期应收账款，并通过信用风险敞口限额和合同要求、信用评级评估和净额结算安排来缓解。在Enbridge Gas内部，该公用事业公司庞大而多样化的客户基础，以及通过制定费率过程收回预期信贷损失估计的能力，缓解了信贷风险。我们积极监测大型工业客户的财务实力，并在某些情况下获得额外的担保，以将应收账款违约的风险降至最低。一般而言，我们采用按应收账款年期计算过往信贷损失的损失拨备矩阵，并根据任何前瞻性资料及管理层预期作出调整，以计量应收账款的终身预期信贷损失。与非衍生金融资产相关的信用风险的最大敞口是其账面价值。

公允价值计量
我们的金融资产和负债按公允价值按经常性基础计量，包括衍生工具和其他金融工具。我们也披露了不按公允价值计量的其他金融工具的公允价值。金融工具的公允价值反映了我们基于普遍接受的估值技术或模型对市场价值的最佳估计，并得到可观察到的市场价格和利率的支持。当此类价值不可用时，我们根据可观察到的市场投入，从适用的收益率曲线中使用贴现现金流分析来估计公允价值。

金融工具的公允价值
我们根据计量投入的可观测性，将按公允价值计量的金融工具分为三个不同级别之一。

1级
第1级包括按公允价值计量的金融工具，公允价值基于在计量日期可获得的活跃市场中相同资产和负债的未经调整报价。活跃的金融工具市场被认为是交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。我们的一级工具主要包括用于缓解原油价格波动风险的交易所交易衍生品、美国和加拿大国库券、对我们专属保险子公司持有的交易所交易基金的投资，以及根据CER在土地事务咨询倡议(LMCI)下的监管要求以信托形式持有的对交易所交易基金的限制性长期投资。
31

2级
第2级包括使用直接或间接可观察的投入厘定的金融工具估值，而非第1级所包括的报价。这类金融工具的估值采用根据可观察市场数据衍生的模型或其他行业标准估值方法。该等估值技术包括可在金融工具的整个存续期内在市场上观察或证实的报价远期价格、时间价值、波动性因素及经纪报价等资料。使用第2级投入估值的衍生品包括非交易所交易的衍生品，如场外外汇远期和交叉货币掉期合约、利率掉期、实物远期商品合约，以及可以获得可观察到投入的商品掉期和期权。

我们还根据LMCI的CER监管要求，将我们长期债务的公允价值、对我们专属保险子公司持有的债务证券的投资，以及对以信托方式持有的加拿大政府债券的限制长期投资归类为2级。我们长期债务的公允价值是基于类似收益率、信用风险和期限的工具的市场报价。在可能的情况下，我们的受限长期投资的公允价值基于类似工具的市场报价，如果没有，则基于经纪商的报价。

3级
第3级包括基于较少可观察、不可获得或可观察数据不支持衍生工具公允价值的重要部分的投入的衍生产品估值。一般来说，3级衍生品是期限较长的交易，发生在不太活跃的市场，发生在定价信息不可用或没有具有约束力的经纪商报价以支持2级分类的地点。我们已经制定了以行业标准为基准的方法，根据可观察到的未来价格和利率的推断来确定这些衍生品的公允价值。使用3级投入估值的衍生品主要包括长期衍生品电力、NGL和天然气合约、基差掉期、大宗商品掉期、电力和能源掉期以及实物远期大宗商品合约。我们没有任何其他被归类为第三级的金融工具。

我们使用最可观察到的投入来估计我们衍生品的公允价值。在可能的情况下，我们根据报价的市场价格估计我们的衍生品的公允价值。如果无法获得报价的市场价格，我们会使用第三方经纪商的估计。对于第2级和第3级的非交易所交易衍生品，我们使用标准估值技术来计算估计公允价值。这些方法包括远期和掉期的贴现现金流，以及期权的Black-Scholes-Merton定价模型。根据衍生工具的类型和基础风险的性质，我们使用可观察到的市场价格(利息、外汇、大宗商品和股票价格)和波动率作为这些估值技术的主要输入。最后，在我们对公允价值的估计中，我们考虑了我们自己的信用违约互换利差，以及与我们的交易对手相关的信用违约互换利差。

32

我们已将按公允价值计量的衍生资产和负债分类如下：
2023年9月30日1级2级3级总收入
导数
仪器
(百万加元)    
金融资产    
流动衍生资产    
外汇合约— 103 — 103 
利率合约— 384 — 384 
商品合同58 36 112 206 
 58 523 112 693 
长期衍生资产    
外汇合约— 140 — 140 
利率合约— 149 — 149 
商品合同— 16 41 57 
 — 305 41 346 
金融负债    
流动衍生负债    
外汇合约— (212)— (212)
利率合约— (3)— (3)
商品合同(93)(50)(219)(362)
其他合同— (2)— (2)
 (93)(267)(219)(579)
长期衍生负债    
外汇合约— (1,040)— (1,040)
利率合约— (2)— (2)
商品合同— (20)(156)(176)
其他合同— (2)— (2)
 
— (1,064)(156)(1,220)
金融净资产/(负债)合计    
外汇合约— (1,009)— (1,009)
利率合约— 528 — 528 
商品合同(35)(18)(222)(275)
其他合同— (4)— (4)
 (35)(503)(222)(760)
33

2022年12月31日1级2级3级总收入
导数
仪器
(百万加元)    
金融资产    
流动衍生资产    
外汇合约— 46 — 46 
利率合约— 660 — 660 
商品合同65 90 147 302 
其他合同— 7 — 7 
 65 803 147 1,015 
长期衍生资产    
外汇合约— 309 — 309 
利率合约— 254 — 254 
商品合同— 17 44 61 
其他合同— 3 — 3 
— 583 44 627 
金融负债    
流动衍生负债    
外汇合约— (566)— (566)
商品合同(60)(77)(195)(332)
(60)(643)(195)(898)
长期衍生负债    
外汇合约— (1,116)— (1,116)
利率合约— (4)— (4)
商品合同— (38)(132)(170)
— (1,158)(132)(1,290)
金融净资产/(负债)合计    
外汇合约— (1,327)— (1,327)
利率合约— 910 — 910 
商品合同5 (8)(136)(139)
其他合同— 10 — 10 
 5 (415)(136)(546)

在第三级衍生工具的公允价值计量中使用的重大不可观察的投入如下：
2023年9月30日公平
价值		看不见
输入		最低要求
价格		极大值
价格		加权
平均价格		单位
量测
(公允价值以百万加元为单位)
商品合同--金融1
天然气
(20)远期天然气价格1.69 10.93 4.67 
$/Mmbtu2
原油
(32)远期原油价格83.38 120.51 98.08 $/桶
电源
(77)远期电价30.75 160.92 65.98 美元/兆瓦/小时
商品合约--实物1
天然气
(13)远期天然气价格1.58 23.92 5.04 
$/Mmbtu2
原油
(19)远期原油价格84.35 128.65 107.59 $/桶
电源(61)远期电价24.47 164.58 61.70 美元/兆瓦/小时
(222)
1金融和实物远期商品合约使用市场法估值技术进行估值。
2百万英热单位(MMBTU)。

如经调整，上表所披露的重大不可观察到的投入将对我们的3级衍生工具的公允价值产生直接影响。在第3级衍生工具的公允价值计量中使用的重大不可观察的投入包括远期商品价格。远期商品价格的变化可能会导致我们的Level 3衍生品的公允价值大不相同。
34

在公允价值层次中归类为第三级的衍生资产和负债的公允价值净值变动如下：
九个月结束
9月30日，
 20232022
(百万加元)  
期初第3级衍生负债净额(136)(108)
总收益/(亏损)  
包括在收入中1
(205)41 
包括在OCI中
— (28)
聚落119 (2)
第3级期末衍生负债净额(222)(97)
1在运输和其他服务收入、商品成本以及经营和行政费用中在综合收益表中列报。

截至2023年9月30日或2022年12月31日，没有资金调入或调出Level 3。

净投资对冲
我们目前已指定一部分美元计价债务作为我们对美元计价投资和子公司的净投资的对冲。

在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月内，我们确认了未实现外汇收益1美元86百万美元和损失$1,191百万美元，分别用于转换以美元计价的债务，在保监处。不是在截至2023年和2022年9月30日的九个月内，我们的未偿还外汇远期合约公允价值变动的未实现收益或亏损已在保监处确认。不是在截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月内，与外汇远期合约结算相关的已实现收益或亏损在保监处确认。在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月中，我们确认了已实现亏损1美元44百万美元和零分别与结算期内到期的美元债务有关，在保监处。

其他金融工具的公允价值
没有积极报价的其他实体的某些长期投资被归类为公允价值计量替代投资(FVMA)，并以减去成本计入减值。FVMA投资的账面价值总计为#美元。209百万美元和美元102分别截至2023年9月30日和2022年12月31日。

截至2023年9月30日，我们拥有公允价值的投资共$635百万包括在受限的长期投资在综合财务状况表中(2022年12月31日--$593百万)。这些证券被归类为可供出售，代表从客户那里收集并以信托形式持有的受限资金，目的是根据CER的监管要求放弃融资渠道。

我们限制了以信托形式持有的长期投资$252百万截至2023年9月30日，在公允价值层次结构中被归类为第一级(2022年12月31日-$236百万)。我们还限制了以信托形式持有的长期投资。$383百万(成本基础-$474百万)及$357百万(按成本计算-$437百万)分别截至2023年9月30日和2022年12月31日，在公允价值层次结构中被归类为第二级。有未实现的持有亏损#美元。44百万美元和美元7截至2023年9月30日的三个月和九个月的这些投资分别为百万美元(2022年-收益$11百万美元和损失$120分别为100万)。
35

我们拥有全资专属自保保险子公司，其主要活动是为我们运营子公司的某些可保财产和意外伤害风险敞口以及某些股权投资提供保险和再保险。 截至2023年9月30日，我们专属自保保险子公司持有的股票基金和债务证券投资的公允价值为$273百万美元和美元353分别为百万美元(2022年12月31日-$335百万美元和美元298分别为100万)。我们在债务证券上的投资的成本基础是#美元。346截至2023年9月30日(2022年12月31日)的百万美元295 百万）。该等股本基金及债务证券投资按公允价值确认，分别分类为公允价值层级第一级及第二级，并于合并财务状况表中计入其他流动资产及长期投资。有未实现的持有 损失 $8百万美元，收益为$14截至2023年9月30日止三个月及九个月分别录得亏损100，000，000元（2022年-亏损100，000元131000万美元和300万美元40分别为100万)。

于2023年9月30日及2022年12月31日，本公司包括融资租赁负债的长期债务的账面值为$76.310亿美元79.3未扣除债务发行成本和公允价值分别为10亿美元和68.910亿美元73.5亿元，分别。我们亦有非流动应收票据按账面值列账，并于综合财务状况表中记录为递延金额及其他资产。于2023年9月30日及2022年12月31日，非流动应收票据的账面价值为$660百万美元和美元752这也与其公允价值接近。

由于上述衍生工具、于其他实体的若干长期投资、受限制长期投资、本公司附属自保公司持有的投资、长期债务及非流动应收票据的到期日较短，故金融资产及负债（除上述衍生工具、于其他实体的若干长期投资、受限制长期投资、本公司附属自保公司持有的投资、长期债务及非流动应收票据外）的公平值与其账面值相若。

9. 所得税

截至2023年及2022年9月30日止三个月的实际所得税税率为 17.0%和18.7截至二零二三年及二零二二年九月三十日止九个月， 20.5%.

实际所得税率的期间变化是由于非控股权益应占收益增加，美国最低税率下降以及税率管制会计对所得税的影响，相对于比较期间的收益变化，被宾夕法尼亚州公司税率下降的好处所抵消，截至9月30日的三个月，2022.

10. 其他收入/（支出）

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2023202220232022
(百万加元)  
处置收益4 1 15 — 
已实现外汇收益31 106 177 110 
未实现外汇损失(652)(1,129)(348)(1,345)
确定的养恤金净额和OPEB贷项34 59 101 176 
其他118 80 267 135 
 (465)(883)212 (924)

36

11. 或有事件

诉讼
我们和我们的子公司受到在正常业务过程中出现的各种法律和监管行动和程序的影响，包括对监管程序的干预和对监管批准和许可的挑战。虽然该等诉讼及诉讼程序的最终结果不能肯定地预测，但管理层相信，该等诉讼及诉讼程序的解决不会对我们的中期综合财务状况或经营业绩产生重大影响。

黑貂
2016年10月14日，NGL供应协议的交易对手对AUX Sable提出了修改后的索赔。2017年1月5日，AUX Sable就这一索赔提交了辩护声明。

2019年11月27日，对手方提交了经修订的索赔，提供了其对AUX Sable的索赔的进一步细节，增加了其索赔，并增加了被告AUX Sable Liquid Products Inc.和AUX Sable Extion LLC(以前存在的被告的普通合伙人)。AUX Sable于2020年1月31日提交了一份经修订的辩护声明，以回应经修订的索赔。

在2023年第三季度，就影响Enbridge从AUX Sable获得的收益份额的索赔确认了一项拨备。虽然这一行动的最终结果不能肯定地预测，但目前管理层相信，这一行动的最终解决方案不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。

税务事宜
我们和我们的子公司维持与不确定的税收状况相关的纳税义务。虽然我们认为这些税务立场完全可以支持，但如果受到税务机关的质疑，经审查后可能不会完全持续。

保险
我们为我们、我们的子公司和我们的某些附属公司维持一个保险计划，以减轻我们一定部分的风险。然而，并非我们业务中产生的所有潜在风险都是可保的，或由于可用性、高额保费和各种其他原因而由我们投保的。我们通过我们全资拥有的专属自保保险子公司为很大一部分风险提供自我保险，我们的保险范围受条款和条件、免赔额和大额免赔额或自我保险扣除额的约束，这些条款和条件在某些情况下可能会减少或取消承保范围。

我们的保单一般每年续期一次，根据市场状况、保费、条款、保单限额和/或免赔额等因素，可能会有很大差异。我们不能保证我们将来能够以我们认为在商业上合理的费率或其他条件维持足够的保险。在这种情况下，我们可以决定自行投保附加险。

如果在同一保险期内发生多起超出承保限额的可保事故，保险总承保范围将根据我们与我们和其他子公司签订的保险分配协议在实体之间公平分配。保险估计包括关于索赔的频率和严重性、索赔发展和结算做法以及在使用不同方法得出的估计中选择估计损失的某些假设和管理层判断。

37

12. 后续事件

艾特肯克里克储气库
2023年11月1日，通过一家加拿大全资子公司，我们收购了一家93.8在Aitken Creek天然气储存设施和100位于加拿大不列颠哥伦比亚省的Aitken Creek North天然气储存设施(统称为Aitken Creek)的%权益，价格为$4002000万现金外加衍生品合同和天然气库存的付款，取决于其他惯例的结账调整。收购的资产包括在我们的天然气输送和中游业务部分。

河西和信天翁
2023年11月，我们签署了一项最终协议，收购了另一家24.45于Hohe See离岸风能设施及信天翁离岸风能设施(离岸风能设施)拥有%权益，透过收购49%的权益Enbridge Renewable Infrastructure Investments S。A.r.l(ERII)，为$3911000万欧元(欧元)267(亿美元)现金和承担的债务为$5241000万欧元(欧元)358(百万美元)，视惯例关闭调整而定，使我们对离岸风能设施的兴趣达到49.9%。河西近海风电设施和信天翁近海风电设施位于德国北部海岸约100公里处，分别于2019年和2020年投入使用。收购后，吾等于ERII之权益将会巩固，而吾等于离岸风电设施之权益将会继续计入可再生能源发电分部的权益法投资。
38

项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

引言

以下对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是以我们的中期合并财务报表和第一部分中的附注为基础的，并应结合这些报表进行阅读。项目1.财务报表在本季度报告10-Q表和我们的综合财务报表以及第二部分所附附注的基础上。项目8.财务报表和补充数据截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K。

根据修订后的1934年美国证券交易法(交易法)，我们继续有资格成为外国私人发行人，自第二财季结束时每年确定一次。我们打算继续向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告和Form 8-K当前报告，而不是向外国私人发行人提交报告表格。我们还打算保留我们的S-3报名表。

最近的发展

干线通行费协议
安桥(Enbridge)已与托运人就其主线管道系统的通行费达成原则上的谈判和解。和解协议涵盖了Mainline的加拿大和美国部分，并将使Mainline继续作为一个共同的承运人系统运营，所有托运人都可以每月提名。这项和解协议还有待监管部门和其他方面的批准，期限为七年半，至2028年底，新的临时通行费将于2023年7月1日生效。

和解协议包括：

•国际联合通行费(IJT)，用于从哈迪斯蒂到芝加哥的重质原油运输，包括加拿大主线通行费每桶1.65美元加上湖头系统通行费每桶2.57美元，外加适用的3号线替代附加费；
•与美国消费者价格和电力指数挂钩的运营、管理和电力成本的通行费上涨；
•通行费继续进行距离和商品调整，并使用双重货币IJT；以及
•财务业绩指标，为Enbridge优化吞吐量和成本提供激励，但也在极端供应或需求中断或不可预见的运营成本风险情况下提供下行保护。这一业绩上限旨在确保主线在被视为50%的股本的情况下获得11%至14.5%的回报，这与上一次通行费协议期间的平均回报相似。

大约70%的主线交付是根据这一和解协议收取的，而大约30%的交付是在通往主线下游市场的全路径基础上收取的。另一个持续的特点是，对于每天50,000桶吞吐量的变化，主线通行费每桶上下浮动0.035美元。

在考虑到以前确认的拨备、通货膨胀成本调整和数量增加后，这项和解的预期财务结果与以前报告的财务结果一致。Enbridge预计将在今年年底前向加拿大能源监管机构(CER)提交和解协议。
39

2023年5月24日，Enbridge向联邦能源管理委员会(FERC)提交了关于Lakehead系统的和解提议。除了解决与湖头系统利率的指数部分有关的诉讼外，和解协议还包括适用于指数的汇率基础的折旧截断日期2048年12月31日和设施附加费，并就未来通过与两个5号线项目(威斯康星州搬迁项目和麦基纳克海峡隧道)相关的成本收取设施附加费的收回条款达成协议。和解法官于2023年6月23日认证了和解协议，和解协议正在等待FERC委员的批准。湖头系统通行费将进行更新，以反映正在等待FERC批准的新和解协议。

收购
美国天然气公用事业
2023年9月5日，我们宣布Enbridge已与Dominion Energy，Inc.达成三项独立的最终协议，收购东俄亥俄州天然气公司、Questar Gas Company及其相关Wexpro公司和北卡罗来纳州公共服务公司，收购总价为191亿美元(140亿美元)，其中包括128亿美元(94亿美元)的现金对价和63亿美元(46亿美元)的承担债务，取决于惯例完成调整(加在一起，收购)。如果收购完成，将创建北美最大的天然气公用事业平台，每天向多个监管司法管辖区的约700万客户提供超过90亿立方英尺(Bcf)的天然气。收购预计将于2024年完成，前提是满足惯常的完成条件，包括收到某些监管批准，这些批准不是交叉条件。

2023年9月8日，我们以每股44.70美元的价格完成了102,913,500股普通股的公开发行，总收益为46亿美元，旨在为收购支付的部分总现金对价提供资金。参考最新融资情况关于为支持收购而获得的债务发行和信贷安排的进一步细节。

艾特肯克里克储气库
2023年11月1日，我们通过一家加拿大全资子公司，以4亿美元现金外加衍生品合同和天然气库存付款，收购了位于加拿大不列颠哥伦比亚省的Aitken Creek天然气储存设施(统称为Aitken Creek)93.8%的权益和Aitken Creek North天然气储存设施(统称为Aitken Creek)的100%权益，并受其他惯例成交调整的限制。

河西和信天翁
A.r.l(ERII)，以3.91亿美元(2.67亿欧元)的现金和5.24亿美元(3.58亿欧元)的债务，根据惯例的成交调整，使我们在Offshore Wind设施中的权益达到49.9%。河西近海风电设施和信天翁近海风电设施位于德国北部海岸约100公里处，分别于2019年和2020年投入使用。

收购RNG设施
2023年11月，Enbridge签署了一项最终协议，以17亿美元(12亿美元)的总代价收购位于德克萨斯州和阿肯色州的七个运营中的垃圾填埋气转化为可再生天然气(RNG)生产设施，其中7亿美元(5亿美元)将在交易完成时支付，10亿美元(7亿美元)将在两年内支付。这些设施的RNG总产量约为每年4.5bcf。这笔交易预计将在2024年第一季度完成，前提是满足惯常的完成条件。





40


天然气输送与中游运价研究进展
马里亚斯和东北管道
目前马里泰斯&东北(M&N)管道加拿大部分的通行费结算协议将于2023年12月到期。与M&N管道托运人的和解谈判正在进行中，目标是达成一项通行费和解协议，该协议将于2024年1月1日生效。预计将于2023年第四季度向CER提交和解协议，供审查和批准。CER预计将在2024年第一季度做出决定。

气体分配和储气率应用
激励性管制费率的应用
2022年10月，Enbridge Gas Inc.(Enbridge Gas)向安大略省能源局(OEB)提出申请，要求建立2024至2028年的激励法规(IR)费率设定框架。该申请最初分两个阶段寻求批准，以服务成本为基础确定2024年基本费率(第一阶段)，并建立价格上限费率确定机制(第二阶段)，用于IR期限的剩余部分(2025-2028年)。作为第一阶段部分解决方案(解决方案)的一部分，已经与OB建立了第三阶段(第三阶段)。

2023年8月17日，OEB批准了和解提案，以支持自2024年1月1日起确定公正合理的费率。全部或部分解决的事项包括：

•2022年(包括2022年)之前税率基数的增加；
•债务利率和股本回报率；
•延期账户和差异账户；
•原住民参与；以及
•2024年费率执行办法。
为审查和解提案中未解决的问题而举行的第一阶段听证会已经结束。OB预计将在2023年第四季度就悬而未决的第一阶段问题做出决定。第二阶段将建立和确定2025-2028年的激励费率机制，以及天然气成本和不受监管的存储分配问题。第三阶段将解决费用分配问题，并协调遗留费率区域之间的费率和费率类别。

购买气体差额
购买天然气差异账户(PGVA)反映了天然气实际价格和预测价格之间的差异，反映在费率中。帐户余额通常通过季度费率调整机制(QRAM)应用程序在预期的12个月内恢复或退款。

2023年3月，2023年4月1日的QRAM申请提交并由OEB批准，其中包括对作为2022年7月1日QRAM的一部分批准的先前费率减免的调整。从2022年7月1日QRAM批准的延长恢复期中收回未偿还的PGVA余额的工作现在将于2024年3月31日前完成。

截至2023年9月30日，Enbridge Gas的PGVA应收余额为2.66亿美元。
41


最新融资情况
2023年3月，我们完成了两批美国债券的发行，包括 三年期优先票据，一年后可根据我们的选择按面值赎回，以及10年期可持续发展相关优先票据，本金总额为30亿美元，分别于2026年3月和2033年3月到期。

2023年3月，Enbridge Gas将其364天可延期信贷安排从20亿美元增加到25亿美元，2023年7月，该安排的到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期限。

在2023年4月15日的赎回日，我们按面值赎回了原始到期日为2078年4月的所有未偿还的6亿美元五年期可赎回6.38%固定利率至浮动利率次级票据。

2023年5月，我们完成了三批债券的发行，包括本金总额为15亿美元的五年期中期票据、10年期可持续发展中期票据和30年期中期票据，分别于2028年5月、2033年5月和2053年5月到期。

2023年7月，Enbridge Pipeline Inc.将其364天可扩展信贷安排的到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期退出条款。

2023年7月，我们续签了364天可延期信贷安排中约68亿美元，将到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期限。我们还续签了约76亿美元的五年期信贷安排，将到期日延长至2028年7月。此外，我们延长了我们的三年期信贷安排，将到期日延长至2026年7月。

2023年8月，Enbridge管道公司完成了3.5亿美元30年期中期票据的发行，这些票据将于2053年8月到期。

2023年9月，我们获得了94亿美元的优先无担保过渡性定期贷款信贷安排的承诺，以支持收购。由于下面讨论的46亿美元的股票发行和2023年9月的附属长期债券发行，截至2023年9月30日，对这一安排的承诺减少到34亿美元。

2023年9月，我们以每股44.70美元的价格完成了102,913,500股普通股的公开发行，总收益为46亿美元，旨在为收购支付的部分总现金对价提供资金。

2023年9月，我们完成了两只债券的发行，每只债券包括一批60年期无赎回5年期固定至固定次级债券和一批60年期无赎回10年期固定至固定次级票据，全部于2084年1月到期，本金总额分别为20亿美元和10亿美元。发行所得款项旨在为收购所应付的总现金代价提供部分资金。

2023年10月，Enbridge Gas完成了由五年期中期票据、10年期中期票据和30年期中期票据组成的三批债券的发行，本金总额为10亿美元，分别于2028年10月、2033年10月和2053年10月到期。

这些融资活动与2022年执行的融资活动相结合，提供了大量流动性，我们预计，如果市场准入受到限制或定价缺乏吸引力，我们将能够为目前的资本项目组合和其他运营营运资金需求提供资金，而不需要进入资本市场。参考流动性与资本资源.

42

截至2023年9月30日，在对浮动至固定利率掉期对冲的影响进行调整后，我们的总债务中没有一项是浮动利率敞口。请参阅第一部分。项目1.财务报表--附注8--风险管理和金融工具有关我们的利率对冲计划的更多信息。

行动的结果 
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(百万加元，每股除外)    
未计利息、所得税和折旧及摊销前的分部收益/(亏损)1
液体管道
2,247 1,946 7,061 6,093 
输气与中游
973 2,251 3,220 4,384 
天然气的分配和储存
271 286 1,354 1,368 
可再生能源发电
30 105 295 389 
能源服务
(106)(70)(83)(348)
淘汰和其他
(579)(935)(44)(1,284)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1
2,836 3,583 11,803 10,602 
折旧及摊销
(1,164)(1,076)(3,447)(3,195)
利息支出(921)(806)(2,709)(2,316)
所得税费用(128)(318)(1,157)(1,044)
可归属于非控股权益的收益(2)(21)(117)(61)
优先股股息(89)(83)(260)(330)
普通股股东应占收益532 1,279 4,113 3,656 
普通股股东应占每股普通股收益0.26 0.63 2.02 1.80 
普通股股东应占每股摊薄收益0.26 0.63 2.02 1.80 
1非公认会计准则财务衡量标准。参考非公认会计准则和其他财务指标。

普通股股东应占收益
截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于某些罕见或其他非经营因素，普通股股东应占收益受到6.55亿美元的负面影响，主要原因如下：

•2023年没有在完成与Phillips 66的合资企业合并交易时获得10.76亿美元(税后7.32亿美元)的收益，这将重新调整我们在Grey Oak Pipeline LLC(Grey Oak)和DCP Midstream，LP(DCP)的间接经济利益；
•2023年非现金未实现净亏损6600万美元(税后5100万美元)，而2022年净收益5800万美元(税后4400万美元)，反映用于管理运输和储存交易盈利能力的衍生品重估，以及对商品价格变动的风险敞口；
•与诉讼事项有关的1.24亿美元(税后9500万美元)的准备金调整；
•由于宾夕法尼亚州公司所得税的降低，在2023年没有确认的9500万美元的递延税收优惠；
•由于与我们的企业保险战略相关的准备金的释放，2023年没有净正调整8500万美元(税后7500万美元)；以及
•在截至2023年9月30日的季度内，由于这些收购而产生的交易成本为2100万美元(税后1600万美元)。

43

2023年非现金未实现衍生品公允价值净亏损7.32亿美元(税后5.52亿美元)，而2022年未实现净亏损13.34亿美元(税后10.21亿美元)，部分抵消了上述因素，反映了用于管理外汇和大宗商品价格风险的衍生品金融工具按市值计价的变化。

上文讨论的非现金、未实现衍生工具公允价值损益一般是由于我们为降低外汇、利率和大宗商品价格风险而实施的全面经济对冲计划的结果。该计划通过确认用于对冲这些风险的衍生工具的未实现非现金收益和亏损，造成报告的短期收益的波动性。从长期来看，我们相信我们的对冲计划支持可靠的现金流和股息增长，这是我们的投资者价值主张所基于的。

在考虑上述因素后，普通股股东应占收益剩余的9200万美元主要由以下因素解释：

•由于新的主线系统临时通行费于2023年7月1日生效，我们的液体管道部分的贡献减少，弗拉纳根南管道的流量因需求减少而减少；
•我们的天然气传输和中游业务的收益减少，主要是由于我们与P66的合资合并交易于2022年第三季度完成，导致我们对DCP的兴趣减少；
•较低的大宗商品价格影响了DCP和Aux Sable在我们天然气输送和中游领域的合资企业；
•我们的天然气分销和储存部门的储存需求和运输成本上升，这部分逆转了之前确认这些成本的有利时机；以及
•利息支出增加，主要是因为利率和平均本金较高；部分抵消了
•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响；以及
•由于2022年下半年收购的灰色橡树管道和仙人掌II管道的所有权增加，以及因需求增加而从Enbridge Ingleside能源中心(EIEC)获得的产量增加，我们的液体管道部门的贡献增加。

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些罕见或其他非经营因素，普通股股东应占收益受到4.98亿美元的积极影响，主要原因如下：

•2023年非现金未实现衍生品公允价值净收益3.76亿美元(税后2.87亿美元)，而2022年未实现净亏损17.51亿美元(税后13.4亿美元)，反映用于管理外汇、利率和大宗商品价格风险的衍生品金融工具按市值计价的变化；
•2023年，我们能源服务业务部门的原油和天然气库存净正调整为400万美元(税后300万美元)，而2022年净负调整为6700万美元(税后5000万美元)；
•2023年收到6800万美元(税后5200万美元)的诉讼索赔和解；
•2023年未实现净收益1400万美元(税后1200万美元)，而2022年净亏损3900万美元(税后3300万美元)，反映出我们全资拥有的专属自保保险子公司持有的股票基金投资按市值计算的变化；
•由于办公室搬迁计划，2023年租赁资产没有减值4400万美元(税后3400万美元)；
•2023年艾伯塔省区域油砂系统内与麦凯河线有关的4,000万美元(税后3,000万美元)资产减值损失；以及
44

•2023年非现金净正权益收益调整为500万美元(税后400万美元)，而2022年净负调整为3000万美元(税后2200万美元)，这是由于我们的权益法被投资人、DCP和AUX Sable衍生金融工具按市值计价的变化份额。

上述因素被以下因素部分抵消：

•2023年在完成合资企业合并交易时没有获得10.76亿美元(税后7.32亿美元)的收益，P66重新调整了我们在灰色橡树和DCP的间接经济利益；
•终止外汇套期保值造成的已实现损失6.38亿美元(税后4.79亿美元)，因为谈判达成的主线通行费协议中不存在竞争性通行费结算框架内固有的外汇风险；
•与诉讼事项有关的1.24亿美元(税后9500万美元)的准备金调整；
•由于宾夕法尼亚州公司所得税的降低，在2023年没有确认的9500万美元的递延税收优惠；
•2023年非现金未实现净亏损1300万美元(税后1000万美元)，而2022年净收益为2200万美元(税后1700万美元)，反映了用于管理运输和储存交易盈利能力以及管理商品价格变动风险的衍生品的重新估值；以及
•在截至2023年9月30日的季度内，由于这些收购而产生的交易成本为2100万美元(税后1600万美元)。

在考虑了上述因素后，普通股股东应占收益的剩余4100万美元的减少主要是由以下重要的商业因素造成的：

•我们的天然气传输和中游业务的收益减少，主要是由于我们与P66的合资合并交易于2022年第三季度完成，导致我们对DCP的兴趣减少；
•我们的天然气输送和中游以及天然气分配和储存部门的运营和管理成本更高；
•较低的大宗商品价格影响了DCP和Aux Sable在我们天然气输送和中游领域的合资企业；
•利息支出较高，主要是由于利率较高和平均本金较高；以及
•2022年下半年投入使用的资产折旧和摊销增加；部分抵消
•
•
•确认我们的天然气传输和中游部门的收入可归因于德克萨斯州东部输电，LP(德克萨斯州东部)费率案件的和解；
•由于价格和客户基础的增加以及合同市场需求的增加，我们的天然气分销和储存部门的分销费用增加；
•我们的能源服务部门的贡献增加，主要是由于运输承诺到期，以及由于市场结构现货溢价不那么明显而带来的有利利润率；以及
•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响。

45

业务细分

液体管道 
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(百万加元)    
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益
2,247 1,946 7,061 6,093 

截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于若干罕见或其他非营运因素，EBITDA受到2. 45亿元的正面影响，主要是由于2023年的非现金未变现亏损净额为3，800万元，而2022年的未变现亏损净额为2. 90亿元，反映用于管理外汇及商品价格风险的衍生金融工具按市值计算的价值变动。

考虑到上述因素后，其余5 600万美元的增长主要是由以下重要业务因素造成的：

•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响;以及
•墨西哥湾沿岸和中部大陆系统的贡献增加，主要是由于2022年下半年收购的Gray Oak Pipeline和Cactus II Pipeline的所有权增加以及EIEC因需求增加而增加的产量;部分被以下因素抵消：
•由于2023年7月1日生效的新临时收费和较低的L3 R附加费，主线系统收费降低;以及
•弗拉纳根南部输油管道的流量减少

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些罕见或其他非运营因素，EBITDA受到3.99亿美元的积极影响，主要原因如下：

•2023年的非现金未实现收益净额为5.92亿美元，而2022年的未实现亏损净额为3.64亿美元，反映用于管理外汇和商品价格风险的衍生金融工具按市值计价的价值变动产生的公允价值收益和亏损净额;
•2023年收到诉讼索赔和解金6800万美元;
•2023年没有与我们的阿尔伯塔地区油砂系统内的麦凯河线路有关的4000万美元的资产减值损失;部分被抵消
•由于终止外汇套期保值造成的已实现损失6.38亿美元，因为谈判达成的主线通行费协议中不存在CTS框架内固有的外汇风险。

46

在考虑上述因素后，剩余的5.69亿美元增长主要是由以下重要业务因素解释的：

•扣除L3R附加费和因2023年7月1日生效的新临时通行费而导致主线系统通行费降低后，2023年主线系统(不含格雷特纳)的平均吞吐量为3.0MMbpd，而2022年为2.9MMbpd；
•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响；以及
•墨西哥湾沿岸和中大陆系统的捐款增加，主要是因为2022年下半年收购的灰色橡树管道和仙人掌二号管道的所有权增加，以及需求增加导致的EIEC；部分抵消了
•由于容量和电价增加而导致的更高的电力成本。

输气与中游 
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(百万加元)    
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益973 2,251 3,220 4,384 

 
截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于某些罕见或其他非运营因素，EBITDA受到12.12亿美元的负面影响，主要原因是：

•在2023年完成与P66的合资企业合并交易时没有获得10.76亿美元的收益，从而重新调整了我们在Grey Oak和DCP的间接经济利益；以及
•与诉讼事宜有关的1.24亿美元拨备调整。

其余6,600万美元的减少主要是由以下重要业务因素造成的：

•较低的大宗商品价格影响了我们的DCP和AUX Sable合资企业；
•由于与p66的合资合并交易在2022年第三季度完成，我们对DCP的投资兴趣减少，导致我们在DCP的投资收益减少；以及
•较低的AECO-芝加哥基差影响我们对Alliance Pipeline的投资；部分抵消
•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响;以及
•2023年第二季度收购特雷斯·帕拉西奥斯控股有限责任公司(Tres Palcios)的贡献。

47

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些罕见或其他非运营因素，EBITDA受到11.78亿美元的负面影响，主要原因是：

•在2023年完成与P66的合资企业合并交易时没有获得10.76亿美元的收益，从而重新调整了我们在Grey Oak和DCP的间接经济利益；以及
•与诉讼事项有关的1.24亿美元准备金调整；部分抵消
•2023年非现金净正权益收益调整为500万美元，而2022年净负调整为3000万美元，这与我们权益法被投资人、DCP和AUX Sable的衍生金融工具按市值计价的变化份额有关。

其余1,400万美元的增长主要由以下重要业务因素解释：

•与2022年同期相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利效果；
•确认可归因于德克萨斯东部费率案和解的收入，2023年生效；
•美国天然气输送和储存资产的有利合同；以及
•2023年第二季度收购特雷斯·帕拉西奥斯的捐款；部分抵消
•我们在DCP的投资收益减少，原因是我们与P66的合资合并交易导致我们的兴趣下降，该交易于2022年第三季度完成；
•较低的大宗商品价格影响了我们的DCP和AUX Sable合资企业；
•更高的运营和行政成本；以及
•较低的AECO-芝加哥基差影响我们对Alliance Pipeline的投资。

气体的分配和储存
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益271 286 1,354 1,368 
 

截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

EBITDA受到了1500万美元的负面影响，这主要是由于以下重要的商业因素：

•存储需求和运输成本增加3500万美元，这部分逆转了以前确认这些成本的有利时机；部分抵消了
•由于费率和客户基础的增加而导致的更高的分销费用。

48

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

EBITDA受到1400万美元的负面影响，主要是由于以下重要的商业因素：

•与利率中包含的正常天气预报相比，2023年天气变暖和2022年天气变冷对EBITDA的负面影响同比约为6800万美元；以及
•运营和行政成本上升，主要是由于线路选址成本、完整性支出和养老金相关成本上升；部分抵消了
•由于费率和客户基础增加以及合同市场需求增加，导致分销费用增加。

可再生能源发电 
 
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(百万加元)    
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益30 105 295 389 

截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于某些罕见或其他非运营因素，EBITDA受到8100万美元的负面影响，主要原因是2023年非现金未实现净亏损8300万美元，而2022年未实现净收益为200万美元，反映出用于管理大宗商品价格风险的衍生金融工具按市值计价的变化。

其余600万美元的增长主要是由以下重要的业务因素造成的：

•从某些风能和太阳能开发合同赚取的费用；部分抵消
•欧洲海上风能设施的风能资源减弱和能源定价降低。

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些罕见或其他非运营因素，EBITDA受到8400万美元的负面影响，主要原因是2023年非现金未实现净亏损7900万美元，而2022年未实现净收益为600万美元，反映出用于管理大宗商品价格风险的衍生金融工具按市值计价的变化。

剩余的1000万美元的减少主要是由以下重要的业务因素造成的：

•北美和欧洲风力设施的风力资源较弱；以及
•降低欧洲海上风能设施的能源定价；部分抵消
•从某些风能和太阳能开发合同中赚取的费用；
•圣纳泽尔离岸风能项目的贡献，该项目于2022年12月达到满负荷运行。

49

能源服务
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
 2023202220232022
(百万加元)    
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的亏损(106)(70)(83)(348)

能源服务的EBITDA取决于市场状况，一个时期取得的结果可能不代表未来时期将取得的成果。

截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于某些非运营因素，EBITDA受到1.3亿美元的负面影响，主要原因是2023年非现金未实现净亏损6600万美元，而2022年净收益为5800万美元，反映用于管理运输和仓储交易盈利能力以及管理大宗商品价格变动风险敞口的衍生品重估。

在考虑上述因素后，剩余的9,400万美元增加主要是由以下因素解释的：

•运输承诺期满；
•在我们持有产能义务和仓储机会的设施上实现的有利利润率；以及
•与2022年同期相比，市场结构现货溢价不那么明显。

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些非运营因素，EBITDA受到3700万美元的积极影响，主要原因是：

•2023年原油和天然气库存净正调整400万美元，而2022年净负调整6700万美元；部分抵消
•2023年的非现金未实现亏损为1300万美元，而2022年的未实现收益为2200万美元，反映出用于管理运输和储存交易的盈利能力以及管理大宗商品价格变动风险敞口的衍生品的重新估值。

在考虑上述因素后，剩余的2.28亿美元增长主要由截至2023年9月30日的三个月业绩中讨论的相同重大业务因素解释。

50

淘汰和其他
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2023202220232022
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的亏损(579)(935)(44)(1,284)

抵销和其他包括没有分配给业务部门的运营和行政成本，以及外汇对冲结算和我们全资专属自保保险子公司活动的影响。抵销和其他还包括新业务开发活动和公司投资的影响。

截至2023年9月30日的三个月，而截至2022年9月30日的三个月

由于某些罕见或非运营因素，EBITDA受到3.11亿美元的积极影响，主要原因是：

•2023年非现金未实现净亏损6.52亿美元，而2022年净亏损10.46亿美元，反映用于管理外汇风险的衍生金融工具按市值计价的变化；部分抵消
•由于与我们的企业保险战略相关的准备金的释放，2023年没有净正调整8500万美元；以及
•在截至2023年9月30日的季度内，由于这些收购而产生的交易成本为2100万美元。

在考虑上述非营业因素后，剩余的4500万美元增长主要是由于2023年投资收入增加和对冲结算实现的外汇收益增加。

截至2023年9月30日的9个月，而截至2022年9月30日的9个月

由于某些罕见或非运营因素，EBITDA受到12.79亿美元的积极影响，主要原因是：

•2023年非现金未实现亏损2.5亿美元，而2022年未实现亏损13.93亿美元，反映了用于管理外汇风险的衍生金融工具按市值计价的变化；
•2023年未实现净收益1,400万美元，而2022年净亏损3,900万美元，反映我们全资拥有的专属自保保险子公司持有的股票基金投资按市值计价的变化；以及
•2023年没有因办公室搬迁计划而减值4400万美元的租赁资产；部分抵消
•在截至2023年9月30日的季度内，由于这些收购而产生的交易成本为2100万美元。

在考虑上述非营运因素后，余下的3,900万美元减少主要是由于2023年对冲结算的已实现外汇收益减少，以及从业务部门收回某些运营和行政成本的时间。

51

增长项目--商业担保项目

下表汇总了我们按业务部门组织的重要商业担保项目的状况：
Enbridge的所有权权益
估计数
资本
成本1
支出
迄今2
状态2
预期
服务中
日期
(除非另有说明，否则为加元)
输气与中游
1.
德克萨斯州东部威尼斯延长线3
100 %4.77亿美元1.18亿美元施工前2023 - 2024
2.德克萨斯州东部的现代化100 %3.94亿美元2700万美元施工前2024 - 2025
3.
T-北向扩展4
100 %12亿美元4300万美元施工前2026
4.
里约热内卢石油管道5
100 %12亿美元4500万美元施工前2026
5.
木纤维液化天然气6
30 %15亿美元2.45亿美元施工前2027
6.
T-South扩展4
100 %36亿美元4400万美元施工前2028
可再生能源发电
7.
FéCamp Offshore Wind7
17.9 %6.92亿美元4.76亿美元在建工程1Q-2024
(4.71亿欧元)(3.27亿欧元)
8
卡尔瓦多斯近海风8
21.7 %9.54亿美元2.95亿美元在建工程2025
(6.45亿欧元)(2.03亿欧元)
1这些数额是估计数字，可能会因应各种因素而向上或向下调整。在适当的情况下，金额反映了我们在合资项目中的份额。
2到目前为止的支出和项目的状况确定为2023年9月30日。
3包括价值3700万美元的Gator Express项目，该项目于2023年8月投入使用。预计总资本成本包括德克萨斯州东线40号线的逆转和扩建，预计将于2024年完工。
4在提交监管申请之前，将更新资本成本估计。
5里约热内卢Grande LNG已就三列液化列车达成最终投资决定。目前的估计资本成本是根据两列液化列车计算的，预计将在2024年提供估计资本成本的最新数据。
6我们的股权出资约为8.93亿美元，其余资金来自无追索权的项目级债务。资本成本估计将在60%的工程里程碑之前更新，届时将确定Enbridge的首选回报。
7我们的股权出资为1.03亿美元，其余资金来自无追索权的项目级债务。
8我们的股权出资为1.81亿美元，其余资金来自无追索权的项目级债务。

我们在截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K中提供了对我们每个项目的完整描述。自我们提交10-K表格以来发生的重大更新如下所述。

输气与中游
里约热内卢石油管道
2023年7月，下一个十年公司(Nextten)拥有的里奥格兰德液化天然气出口设施达成了最终投资决定。因此，我们之前宣布的里约布拉沃管道项目的建设预计将在获得必要的监管批准后继续进行。里约热内卢布拉沃管道的第一阶段旨在每天将2.6bcf的天然气原料输送到下一个十年位于德克萨斯州布朗斯维尔港的里奥格兰德液化天然气出口设施。预计该项目将于2026年实现商业运营。


52

流动资金和资本资源

保持财政实力和灵活性对我们的增长战略至关重要，特别是考虑到目前已确定或正在开发的资本项目的数量和规模都很大。从资本市场获得及时融资可能受到我们无法控制的因素的限制，包括但不限于北美内外的经济和政治事件导致的金融市场波动。为了降低此类风险，我们积极管理财务计划和战略，以帮助确保我们保持足够的流动性，以满足日常运营和未来的资本需求。

在短期内，我们一般预计将利用来自业务的现金以及商业票据发行和/或信贷安排提取以及资本市场发行的收益为到期负债提供资金，为资本支出和收购提供资金，为债务偿还提供资金，并支付普通股和优先股股息。我们的目标是通过与多元化银行和金融机构提供承诺的信贷安排来保持充足的流动性，使我们能够在大约一年的时间内为所有预期需求提供资金，而无需进入资本市场。

我们已经签署了购买服务、管道和其他材料的资本债务合同，总额约为12亿美元，预计将在未来四年内支付。

我们的融资计划会定期更新，以反映不断变化的资本要求和金融市场状况，并确定各种潜在的债务和股权融资替代来源。我们目前的融资计划不包括发行任何额外的普通股。

资本市场准入
我们确保在市场条件允许的情况下随时进入资本市场，方法是维持搁置招股说明书，允许在市场条件有吸引力时发行长期债务、股权和其他形式的长期资本。

信贷安排和流动性
为了确保持续的流动性和减轻资本市场中断的风险，我们通过承诺的银行信贷安排保持随时可以获得资金，并积极管理我们的银行资金来源，以优化定价和其他条款。下表提供了截至2023年9月30日我们承诺的信贷安排的详细信息：
成熟性1
总计
设施
抽签2
可用
(百万加元)    
安桥。 2024-20288,853 1,272 7,581 
Enbridge(美国)Inc. 2025-20288,585 1,064 7,521 
Enbridge管道公司20252,000 265 1,735 
Enbridge Gas Inc.20252,500 1,585 915 
承诺信贷额度合计21,938 4,186 17,752 
1到期日包括某些信贷安排的一年期限选择。
2包括由信贷安排支持的贷款提款和商业票据发行。

2023年3月，Enbridge Gas将其364天可延期信贷安排从20亿美元增加到25亿美元，2023年7月，该安排的到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期限。

2023年7月，Enbridge Pipeline Inc.将其364天可扩展信贷安排的到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期退出条款。

53

2023年7月，我们续签了364天可延期信贷安排中约68亿美元，将到期日延长至2025年7月，其中包括从2024年7月起的一年期限。我们还续签了约76亿美元的五年期信贷安排，将到期日延长至2028年7月。此外，我们延长了我们的三年期信贷安排，将到期日延长至2026年7月。

2023年9月，我们获得了94亿美元的优先无担保过渡性定期贷款信贷安排的承诺，以支持收购。由于46亿美元的股票发行和2023年9月的附属长期债券发行，截至2023年9月30日，对这一安排的承诺减少到34亿美元。

除了上述已承诺的信贷安排外，我们还保留了13亿美元的未承诺即期信用证安排，其中7.12亿美元截至2023年9月30日尚未使用。截至2022年12月31日，我们有13亿美元的未承诺即期信用证融资，其中6.89亿美元未使用。

截至2023年9月30日，我们的可用净流动资金总额为204亿美元(2022年12月31日-100亿美元)，其中包括可用信贷安排178亿美元(2022年12月31日-91亿美元)以及不受限制的现金和现金等价物26亿美元(2022年12月31日-8.61亿美元)，如综合财务状况报表所述。

我们的信贷融资协议和定期债务契约包括标准违约事件和契约条款，根据这些条款，如果我们违约或违反某些契约，可能会导致加速偿还和/或终止协议。截至2023年9月30日，我们遵守了所有公约条款。

54

长期债务发行
在截至2023年9月30日的9个月内，我们完成了以下长期债务发行，总额分别为50亿美元和29亿美元：
公司发行日期本金金额
(除非另有说明，否则以百万加元计)
安桥。
2023年3月5.70 %
2033年3月到期的与可持续发展相关的优先票据1
2,300美元
2023年3月5.97 %
优先票据将于2026年3月到期2
700美元
2023年5月4.90 %2028年5月到期的中期票据$600
2023年5月5.36 %
2033年5月到期的与可持续发展挂钩的中期票据3
$400
2023年5月5.76 %2053年5月到期的中期票据$500
2023年9月8.50 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期4
1,250美元
2023年9月8.25 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期5
750美元
2023年9月8.75 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期6
$700
2023年9月8.50 %
固定对固定次级票据将于2084年1月到期7
$300
Enbridge管道公司
2023年8月5.82 %2053年8月到期的中期票据$350
1与可持续发展相关的高级票据的可持续发展业绩目标是，在2030年12月31日的观察日期，排放强度比2018年水平降低35%。如果没有达到目标，2031年9月8日，利率将被设定为等于5.70%加50个基点。
2我们有权在发行一年后按面值赎回票据。见第1部分.第1项.财务报表--附注8--风险管理和金融工具
3与可持续性相关的高级说明的可持续性绩效目标是，在2030年12月31日的观察日期，排放强度比2018年水平降低35%。如果没有达到目标，2031年11月26日，利率将被设定为等于5.36%加50个基点。
4在最初的10年里，这些票据的利率是固定的。在第10年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上4.43%的利差。在第10年之后，每隔5年，美国5年期国库券利率将被重置。在30年，利率将被重置为等于5年期美国国债利率加上5.18%的利差
5在最初的五年里，债券的利率是固定的。在第五年，利率将重置为等于五年期美国国债利率加上3.79%的利润率。在第10年，利率将重置为等于五年期美国国债利率加上4.04%的利润率。在第10年之后，每五年，五年期美国国债利率重置一次。在第25年，利率将被重置为等于五年期美国国债利率加上4.79%的利润率。
6在最初的10年里，这些债券的利率是固定的。在第10年，利率将重置为等于加拿大五年期政府债券收益率加上4.96%的利润率。在第10年之后，每五年，加拿大政府债券收益率重置。在第30年，利率将重置为等于加拿大五年期政府债券收益率加上5.71%的利润率。
7在最初的五年里，这些票据的利率是固定的。在第五年，利率将重新设定为等于加拿大五年期政府债券收益率加上4.30%的利润率。在第10年，利率将重新设定为等于加拿大五年期政府债券收益率加上4.55%的利润率。在第10年之后，每五年，加拿大五年期政府债券收益率重置一次。在第25年，利率将重新设定为等于加拿大五年期政府债券收益率加上5.30%的利润率。

2023年10月，Enbridge Gas完成了由五年期中期票据、10年期中期票据和30年期中期票据组成的三批债券的发行，本金总额为10亿美元，分别于2028年10月、2033年10月和2053年10月到期。
55

长期偿债
于截至2023年9月30日止九个月，我们完成以下长期债务偿还，合共12亿美元及13亿美元：
公司还款日本金金额
(除非另有说明，否则以百万加元计)
安桥。
2023年1月3.94 %中期票据$275
2023年2月
浮动利率票据1
500美元
2023年4月6.38 %
固定利率至浮动利率的次级票据2
600美元
2023年6月3.94 %中期票据$450
Enbridge Gas Inc.
2023年7月6.05 %中期票据$100
2023年7月3.79 %中期票据$250
Enbridge管道(南光)有限责任公司
2023年6月3.98 %高级笔记38美元
Enbridge管道公司
2023年8月3.79 %中期票据$250
Enbridge Southern Lights LP
2023年6月4.01 %高级笔记$9
Tri Global Energy，LLC
2023年1月10.00 %高级笔记4美元
2023年1月14.00 %高级笔记9美元
1这些票据的利率设定为等于有担保的隔夜融资利率加上40个基点的保证金。
2最初到期日为2078年4月的五年期可赎回票据均按面值赎回。

强大的内部现金流，随时可以从多元化来源获得流动资金，以及稳定的商业模式，使我们能够管理我们的信用状况。我们积极监控和管理关键财务指标，以维持主要信用评级机构的投资级信用评级，并持续以有吸引力的条款获得银行融资和定期债务资本。受到密切管理的财务实力的关键衡量标准包括从经营现金流中偿还债务的能力以及债务与EBITDA的比率。

我们的现金没有实质性的限制。综合财务状况报表报告的限制性现金总额为3,900万美元，主要包括再保险担保、现金抵押品、以信托方式收集和持有的未来管道放弃成本、从特定托运人承诺和资本项目收到的金额。某些附属公司持有的现金及现金等价物可能无法随时供本公司作其他用途。

不包括当前期限的长期债务，截至2023年9月30日和2022年12月31日，我们的营运资本头寸分别为正15亿美元和负21亿美元。如前所述，我们以承诺信贷安排和其他来源的形式维持大量流动性，以便在负债到期时为其提供资金。

56

现金的来源和用途

九个月结束
9月30日，
 20232022
(百万加元)  
经营活动10,389 7,617 
投资活动(3,503)(3,158)
融资活动(5,146)(3,785)
外币计价现金、现金等价物和限制性现金的换算效果
— 63 
现金及现金等价物和限制性现金的净变化1,740 737 

截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月的主要现金来源和用途摘要如下：

经营活动
通常，影响经营活动期间提供现金的主要因素包括由于各种因素而导致的正常过程中我们的经营资产和负债的变化，包括商品价格和活动水平的波动对我们业务部门营运资本的影响、支付税款的时间和一般现金收支。经营活动提供的现金也受到收益变化和某些不常见或其他非经营因素的影响，如中所述运营结果：以及来自股权投资的分配。

经营资产和负债的变动期间有所增加，主要是由于2023年天然气库存余额较2022年增加以及Enbridge Gas通过费率收回天然气成本的时机。

投资活动
投资活动中使用的现金主要用于执行我们的资本计划的资本支出，这一点在增长项目-商业担保项目。项目a的时间安排批准、建造和启用日期影响现金需求的时间安排。用于投资的现金活动还受到收购以及对我们股权投资的贡献和分配的变化的影响。影响经济增长的因素增加投资活动中使用的现金各时期的平局主要包括：

•在中国的缺席2023年于2022年8月17日完成对DCP Midstream，LLC的合资合并交易所得的收益；以及
•我们于2023年4月3日收购了特雷斯·帕拉西奥斯。

上述因素部分被2023年较高的股权分配所抵消，主要与我们对Nexus Gas Transport，LLC的投资有关。











57

融资活动
融资活动中使用的现金主要用于发行和偿还外债，以及与我们的普通股和优先股股东进行的交易，涉及我们正常程序发行人报价(NCIB)下的股息、股票发行、股份赎回和普通股回购。用于融资活动的现金也受到非控股权益分配和贡献变化的影响。影响因素在筹资活动中使用的现金期间增加的主要包括：

•2023年短期借款及商业票据和信贷安排的净偿还与2022年同期的净提款相比；
•与2022年同期相比，2023年的长期债务偿还额增加；以及
•因普通股股息率提高而增加的普通股股息支付。

上述因素被以下因素部分抵消：

•与2022年同期相比，2023年长期债务发行量增加；
•我们的普通股公开发行，于2023年9月8日结束，导致发行102,913,500股普通股，每股价格为44.70美元，总收益为46亿美元，旨在为收购支付的部分总现金对价提供资金；以及
•2023年不赎回优先股，分别在2022年第一季度和第二季度赎回第17系列和J系列。

财务信息摘要

于2019年1月22日，Enbridge与其全资附属公司Spectra Energy Partners，LP(SEP)及Enbridge Energy Partners，L.P.(EEP)(合伙企业)订立补充契据，据此，Enbridge按优先无抵押基准，全面及无条件地担保合伙企业就根据合伙企业各自契据发行的未偿还系列票据的付款责任。同时，合伙企业订立附属担保协议，根据该协议，合伙企业按优先无抵押基准，全面及无条件地为Enbridge的未偿还优先票据系列提供担保。合伙企业还与Enbridge签订了补充契约，据此，合伙企业对Enbridge在2019年1月22日之后发行的优先票据提供了优先无担保的全额和无条件担保。作为担保的结果，合伙企业的任何未偿还担保票据(担保合伙票据)的持有人与Enbridge的未偿还担保票据(担保Enbridge票据)的持有人就Enbridge的净资产、收入和现金流而言处于相同的地位，反之亦然。除合伙公司外，Enbridge附属公司(包括合伙公司的附属公司，统称为附属非担保人)并非附属担保协议的订约方，亦没有以其他方式为Enbridge的任何未偿还优先票据系列提供担保。

同意担保的SEP票据和EEP票据
9月笔记1
EEP备注2
优先债券2024年到期，息率4.7502025年到期的债券利率为5.875%
优先债券2025年到期，息率3.5002033年到期的5.950%债券
优先债券2026年到期，息率3.3752034年到期的6.300%债券
5.950厘优先债券，2043年到期2038年到期的债券利率为7.500
优先债券2045年到期，息率4.5002040年到期的债券利率为5.500
2045年到期的债券利率为7.375%
1于二零二三年九月三十日，SEP票据的未偿还本金总额约为32亿美元。
2于二零二三年九月三十日，EEP票据的未偿还本金总额约为24亿美元。

58

Enbridge保证下的票据
美元计价1
以CAD计价2
浮息优先债券2024年到期优先债券2024年到期，息率3.950
优先债券2023年到期，息率4.000优先债券2025年到期，息率2.440
优先债券2023年到期，息率0.550优先债券2027年到期，息率3.200
优先债券2024年到期，息率3.5002027年到期的5.700%优先票据
2.150% 2024年到期的优先票据优先债券2028年到期，息率6.100
优先债券2025年到期，息率2.5002028年到期的4.900%优先票据
优先债券2025年到期，息率2.500优先债券2029年到期，息率2.990
优先债券2026年到期，息率4.250优先债券2030年到期，息率7.220
优先债券2026年到期，息率1.6007.200厘优先债券，2032年到期
优先债券2026年到期，息率5.9692032年到期的6.100%与可持续发展相关的优先债券
优先债券2027年到期，息率3.7002033年到期的3.100%与可持续发展相关的优先债券
优先债券2029年到期，息率3.1252033年到期的5.360%与可持续发展相关的优先债券
2033年到期的2.500%与可持续发展相关的优先债券优先债券2035年到期，息率5.570
2033年到期的5.700%与可持续发展相关的优先债券5.750厘优先债券，2039年到期
4.500厘优先债券，2044年到期优先债券2040年到期，息率5.120
5.500厘优先债券，2046年到期4.240厘优先债券，2042年到期
4.000厘优先债券，2049年到期4.570厘优先债券，2044年到期
优先债券2051年到期，息率3.4004.870厘优先债券，2044年到期
优先债券2051年到期，息率4.100
优先债券2052年到期，息率6.510
优先债券2053年到期，息率5.760
4.560厘高级债券将于2064年到期
1于2023年9月30日，Enbridge美元票据的未偿还本金总额约为135亿美元。
2截至2023年9月30日，Enbridge以加元计价的票据的未偿还本金总额约为110亿美元。

美国美国证券交易委员会法规S-X规则3-10为有担保证券的完全合并子公司发行人和子担保人提供了豁免，使其不受交易所法案的报告要求的限制，并允许提供汇总的财务信息，而不是为每个合伙企业单独提交财务报表。

59

以下汇总合并收益表和汇总合并财务状况表合并了EEP、SEP和Enbridge的余额。

汇总合并收益表
截至9月30日的9个月，2023
(百万加元)
营业亏损(39)
收益2,269 
普通股股东应占收益2,009 

合并财务状况汇总表
9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
(百万加元)
现金和现金等价物1,790 425 
联属公司应收账款4,176 2,486 
从关联公司应收短期贷款3,537 5,232 
其他流动资产774 969 
从关联公司应收的长期贷款46,304 43,873 
其他长期资产3,404 4,111 
应付联属公司的帐款2,251 1,375 
应付给关联公司的短期贷款1,355 1,745 
其他流动负债6,828 8,752 
应付给关联公司的长期贷款35,473 37,626 
其他长期负债47,139 47,447 

担保Enbridge票据及担保合伙债券在结构上从属于附属非担保人就该等附属非担保人的资产而欠下的债务。

根据美国破产法和州欺诈性转让法的类似条款，如果除其他事项外，担保人在其担保所证明的债务时，或者在一些州，当根据担保到期付款时，担保人的债务可能从属于该担保人的所有其他债务，则担保可以无效，或者债权可以从属于该担保人的所有其他债务：

•因担保的发生而收到的低于合理的等值或公平对价，并因该担保的发生而破产或破产的；
•从事一项业务或交易，而对该业务或交易而言，担保人的剩余资产构成不合理的小额资本；或
•意图招致或相信它将招致超出其到期偿还能力的债务。

担保Enbridge票据的担保包含限制合伙企业可能承担的最大责任金额的条款，而不会导致担保项下的义务根据美国联邦或州法律成为欺诈性转让或欺诈性转让。

每一合伙企业都有权从另一合伙企业获得出资的权利，支付该合伙企业在履行担保Enbridge票据的担保义务时发生的所有付款、损害和费用的50%。

60

根据担保协议和适用的补充契约的条款，任何有担保的Enbridge票据的任何一种合伙关系的担保将无条件解除，并在发生以下任何事件时自动解除：

•任何直接或间接出售、交换或转让，不论是以合并、出售或转让股权或其他方式，向非Enbridge联营公司的任何人士出售、交换或转让Enbridge的任何直接或间接有限合伙的其他股权，以致该合伙不再是Enbridge的合并附属公司；
•将该合伙企业合并为Enbridge或另一合伙企业，或清算和解散该合伙企业；
•按照适用的契约或担保协议的规定，全额偿还或解除或作废该等担保的Enbridge票据；
•就EEP而言，如上所述的每一张同意的EEP票据的全额偿还或解除或失效；
•关于SEP，上述每张同意的SEP票据的全额偿还或解除或失效；或
•就任何一系列有担保的Enbridge票据而言，在持有该系列有担保的Enbridge票据的未偿还本金款额中最少大部分的持有人同意下。

如果任何一系列担保合伙票据被解除或失效，Enbridge的担保义务将终止。

伙伴关系还保证Enbridge在其现有信贷安排下的义务。

法律和其他更新

地役权(Bad River Band)
2019年7月23日，奇佩瓦印第安人湖上部落的Bad River Band(The Band)向美国威斯康星州西区地区法院(The Court)提起诉讼，指控我们的5号线管道和穿越Bad River保护区(The Reserve)的通行权。在保护区12英里范围内的地役权总额中，只有一小部分存在争议。Band声称，根据联邦和州法律，我们继续使用5号线在保留区内运输原油和相关液体是一种公共滋扰，而且这条管道侵入了Band拥有所有权权益的某些土地。起诉书要求下令禁止我们使用5号线将原油和相关液体运输过保留区，并要求从保留区拆除管道。随后修改后的申诉版本还寻求追回基于不当得利理论的基于利润的损害赔偿。Enbridge对最初和修改后的投诉中的每一项索赔都做出了回应，提出了答辩和反诉。

2022年8月29日，加拿大政府发表声明，正式援引1977年《运输管道条约》关于这起诉讼的争端解决条款；重申对通过5号线不间断输送碳氢化合物的关切。2022年9月7日，法院就即决判决的交叉动议作出裁决。法院裁定，Band的滋扰索赔提出了无法通过简易判决解决的事实问题。法院进一步裁定，Enbridge侵入了保留地上的12个地块，Band有权获得一定程度的基于利润的损害赔偿和禁制令，损害水平和禁令的范围将在审判中确定，审判期间为10月24日至2022年11月1日。

2023年5月9日，乐队提交了一项紧急禁令救济动议，要求法院要求Enbridge清除并关闭保留地上的5号线，因为Meander的严重侵蚀。恩布里奇做出了回应，并于2023年5月18日在康利法官面前举行了听证会，康利法官表示，他没有发现乐队即将到来，但他对所有问题的最终裁决将很快公布。
61

2023年6月26日，法院发布最终命令，裁定：(1)Enbridge应在2023年7月5日之前通过和实施其2022年监测和关闭计划，并经法院修改；(2)Enbridge应为过去非法侵入12个分配的地块而欠Band 5,151,668美元；(3)Enbridge必须继续使用其命令中设定的公式按季度支付资金，只要5号线在12个分配的地块上非法运行(每年约400,000美元)；(4)Enbridge必须在2026年6月16日之前停止在Band部落领土内任何没有有效通行权的地块上运行5号线，此后必须在这些地点安排迅速、合理的补救；以及(5)法院拒绝允许在不得不停止运营之前完成搬迁。最终判决于2023年6月29日进行。Enbridge于2023年6月30日提交了上诉通知，乐队于2023年7月27日提交了交叉上诉通知。《7》这是巡回上诉法院(7这是电路)发布了2023年7月21日电话调解的通知，如期进行。2023年7月31日，法院进入双方商定的简报时间表。根据该时间表，简报应在2023年12月11日或之前完成，并进行口头辩论，预计2024年做出决定。

密歇根州5号线双管道-麦基纳克地役权海峡
2019年，密歇根州总检察长(AG)向密歇根州英厄姆县巡回法院(巡回法院)提起诉讼，要求巡回法院宣布1953年授予的麦基纳克海峡(海峡)5号线运营地役权无效，并禁止5号线在海峡继续运营。2021年12月15日，恩布里奇将此案转移到密歇根州西区的美国地区法院(US地方法院)，在那里将案件分配给珍妮特·T·内夫法官。在AG的案件被转移到联邦法院之前，2021年11月16日的一项裁决认为，密歇根州州长在2020年提起的迫使5号线S关闭的类似诉讼提出了应该在联邦法院审理的重要联邦问题。2021年12月21日，AG提出动议，要求发回2019年的案件，美国地区法院于2022年1月5日批准。然而，在全面通报后，2022年8月18日，内夫法官驳回了检察官要求还押的动议。2022年8月30日，AG提交了一项动议，要求认证8月18日的命令，以就管辖权问题提出上诉，但Enbridge反对。2023年2月21日，该动议获得批准，不久之后，2023年3月2日，AG提交了允许在6号法院上诉的请愿书这是巡回上诉法院(6这是电路)。

2023年7月21日，6这是巡回法院批准了AG的请愿书，允许对美国地区法院8月18日拒绝还押给州法院的命令提出上诉。前6名这是赛道的简报时间表规定，简报将于2023年底完成。简报会结束后，6这是巡回辩论将安排口头辩论日期。我们预计将在2024年做出决定。

达科他州接入管道
我们拥有巴肯管道系统27.6%的实际权益，该系统包括达科他州接入管道(DAPL)。Standing Rock苏族部落和夏延河苏族部落于2016年向美国哥伦比亚特区法院(地区法院)提起诉讼，质疑陆军兵团对DAPL的地役权的合法性，包括陆军兵团环境审查和部落协商程序的充分性。奥格拉拉苏族和扬克顿苏族部落也在2018年提起诉讼，指控他们提出了类似的索赔。

2017年6月14日，地区法院发现陆军兵团的环境审查存在缺陷，责令陆军兵团对DAPL泄漏风险进行进一步研究。

2020年3月25日，在回应部落修改后的申诉时，地区法院发现陆军兵团随后于2018年8月完成的环境审查也存在缺陷，命令陆军兵团编写环境影响说明书(EIS)，以解决与DAPL潜在泄漏影响有关的悬而未决的争议。2020年7月6日，地区法院发布命令，取消陆军兵团对DAPL的地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭管道。当天，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院暂停了地区法院7月6日关闭和清空输油管道的命令。

62

2021年1月26日，美国上诉法院确认了地区法院的裁决，认为陆军兵团需要准备一份环境影响报告书，陆军兵团对DAPL的地役权被腾出。美国最高法院随后拒绝了达科他州Access，LLC要求复核需要《环境影响报告书》的决定的请求。美国上诉法院还裁定，如果没有禁制令程序，地区法院不能命令DAPL停止运营。虽然以前不是一个问题，但美国上诉法院也承认，陆军军团可以考虑是否允许DAPL在没有地役权的情况下继续运营。

陆军军团早些时候表示，尽管没有地役权，但它不打算行使其权力阻止DAPL继续运营。

2023年9月8日，陆军发布了《环境影响报告书》草案，其中评估了DAPL在五种替代情况下的影响：拒绝地役权拆除管道；拒绝地役权并保留管道不变；在有先决条件的情况下授予地役权(允许管道及其相关设施的持续运营、维护和最终移除)；在一些新的安全条件下授予地役权；以及改变管道的路线。陆军军团没有确定首选的替代方案。公众意见期从《环境影响报告书》草案发布开始，意见截止日期为2023年11月13日。在环境审查进程继续进行期间，管道将继续运行。

AUX紫貂
2016年10月14日，NGL供应协议的交易对手对AUX Sable提出了修改后的索赔。2017年1月5日，AUX Sable就这一索赔提交了辩护声明。

2019年11月27日，对手方提交了经修订的索赔，提供了其对AUX Sable的索赔的进一步细节，增加了其索赔，并增加了被告AUX Sable Liquid Products Inc.和AUX Sable Extion LLC(以前存在的被告的普通合伙人)。AUX Sable于2020年1月31日提交了一份经修订的辩护声明，以回应经修订的索赔。

在2023年第三季度，就影响Enbridge从AUX Sable获得的收益份额的索赔确认了一项拨备。虽然这一行动的最终结果不能肯定地预测，但目前管理层相信，这一行动的最终解决方案不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。

其他诉讼
我们和我们的子公司参与了在正常业务过程中出现的各种其他法律和监管行动和程序，包括干预监管程序和对监管批准和许可的挑战。虽然这类诉讼和诉讼的最终结果不能肯定地预测，但管理层相信，此类诉讼和诉讼的解决不会对我们的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。

税务事宜
我们和我们的子公司维持与不确定的税收状况相关的纳税义务。虽然我们认为这些税务立场完全可以支持，但如果受到税务机关的质疑，经审查后可能不会完全持续。

项目3.关于市场风险的定量和定性披露

我们所承受的市场风险载于第II部分。 第7A项。 关于市场风险的定量和定性披露我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格年报。我们相信，自那时以来，我们的市场风险敞口没有发生重大变化。

63

项目4.控制和程序

信息披露控制和程序的评估
披露控制和程序是指旨在确保我们在根据《交易法》提交的报告中披露的信息在SEC规则和表格规定的时间内得到记录、处理、汇总和报告的控制和其他程序。披露控制和程序包括但不限于旨在提供合理保证的控制和程序，即我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息已累积并传达给管理层，包括首席执行官和首席财务官（如适用），以便及时就所需披露作出决定。

在管理层（包括首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，我们评估了我们的披露控制和程序的有效性（该术语定义见《交易法》第13 a-15（e）条和第15 d-15（e）条），根据该评估，首席执行官和首席财务官已经得出结论，这些控制和程序有效地确保我们在向SEC和加拿大证券管理机构提交或提交的报告中要求披露的信息在要求的时间内得到记录、处理、总结和报告。

财务报告内部控制的变化
在管理层（包括首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，我们评估了财务报告内部控制的变化（该术语定义见《交易法》第13 a-15（f）条和第15 d-15（f）条），该术语发生在截至2023年9月30日的财政季度，未发现有重大影响的变化，或合理地可能对财务报告的内部控制产生重大影响。

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第二部分--其他资料

项目1.法律程序

我们涉及日常业务过程中产生的各种法律及监管行动及程序。虽然该等诉讼及法律程序的最终结果无法确定地预测，但管理层相信，该等诉讼及法律程序的解决将不会对我们的综合财务状况或经营业绩造成重大影响。参见第一部分。 项目2. 管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--法律和其他更新讨论其他法律程序。

美国证券交易委员会条例要求披露政府主管部门参与的环境法下的任何诉讼，除非注册人合理地相信这不会导致超过一定门槛的金钱制裁。鉴于我们的业务规模，我们选择使用100万美元的门槛来确定需要披露的程序。

第1A项。风险因素

除本报告所载的其他资料外，还应认真考虑第一部分讨论的因素。第1A项. 风险因素截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K，这可能会对我们的财务状况或未来业绩产生重大影响。除下文所述外，没有对这些风险因素进行实质性修改。

与收购相关的风险

一项或全部收购可能不会按适用买卖协议中预期的条款进行，或根本不会发生，或可能不会在预期时间框架内进行，这可能会对我们预期从收购中获得的利益产生负面影响。

我们不能保证收购将以目前预期的方式、条款和时间框架完成，或者根本不能保证。各收购事项的完成须视乎适用买卖协议所载若干条件的满足或豁免而定，该等条件并非吾等所能控制，并可能阻止、延迟或以其他方式对收购事项的完成造成重大不利影响。

收购的成功将取决于我们将天然气公用事业整合到我们的业务中的能力，以促进增长机会并实现收购的预期好处。在整合收购的过程中，存在着很大程度的困难和管理分心，包括整合某些业务和职能(包括监管职能)、整合技术、组织、程序、政策和运营、解决Enbridge和Gas Utilities业务文化的差异以及留住关键人员的挑战。整合可能是复杂和耗时的，并涉及延误或额外和不可预见的费用。收购导致的整合过程和其他中断也可能扰乱我们正在进行的业务。

任何未能实现收购的预期收益、额外的意外成本或其他因素都可能对我们的收益或现金流产生负面影响，减少或推迟收购的任何有利影响，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。

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第二项股权证券的未登记销售、募集资金的使用和发行人购买股权证券

发行人购买股权证券
期间购买的股份总数每股平均支付价格作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数
根据计划或计划可购买的最大股份数量1
2023年7月
(7月1日至7月31日)
— 不适用— 25,433,807 
2023年8月
(8月1日至8月31日)
— 不适用— 25,433,807 
2023年9月
(9月1日-
9月30日)
— 不适用— 25,433,807 
12023年1月4日，多伦多证券交易所(多伦多证券交易所)批准我们的NCIB购买、注销至多27,938,163股Enbridge的已发行普通股，总金额高达15亿美元。在NCIB下的购买可以通过多伦多证券交易所、纽约证券交易所和其他指定交易所和替代交易系统的设施进行。我们的NCIB从2023年1月6日开始，一直持续到2024年1月5日到期，或者我们已经获得了允许的最大普通股数量或以其他方式决定不再进行进一步回购的较早日期。

项目3.高级证券违约

没有。

项目4.矿山安全披露

不适用。

项目5.其他信息

我们的某些高级管理人员和董事已经选择并正在参与我们涉及Enbridge股票的薪酬和福利计划，如我们的401(K)计划和董事薪酬计划，并可能不时做出旨在满足交易法规则10b5-1的正面防御条件或可能构成非规则10b5-1交易安排的选择(如S-K规则第408(C)项所定义)。.

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项目6.展品

下面列出的每个展品都是本季度报告的一部分。本文件中包含的展品以星号(“*”)指定；所有未如此指定的展品均参考先前的文件进行合并。现附上标有“^”号的展品。

证物编号：描述
2.1*
Dominion Energy，Inc.和Enbridge Elephant Holdings，LLC之间的买卖协议，日期为2023年9月5日
2.2*
Dominion Energy，Inc.和Enbridge Parro Holdings，LLC之间的买卖协议，日期为2023年9月5日
2.3*
Dominion Energy，Inc.和Enbridge Quail Holdings，LLC之间的买卖协议，日期为2023年9月5日
3.1
日期为2023年9月21日的与2023-A系列优先股有关的证书和修订条款(通过引用Enbridge于2023年9月25日提交的8-K表格当前报告的附件3.1并入)
3.2
日期为2023年9月21日的与2023-B系列优先股有关的证书和修订条款(通过引用Enbridge于2023年9月25日提交的8-K表格当前报告的附件3.2并入)
3.3
日期为2023年9月28日的与2023-C系列转换优先股相关的证书和修订条款(通过引用Enbridge于2023年10月2日提交的8-K表格当前报告的附件3.1并入)
3.4
日期为2023年9月28日的与2023-D系列转换优先股相关的证书和修订条款(通过引用Enbridge于2023年10月2日提交的8-K表格当前报告的附件3.2并入)
4.1
Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第11份补充契约，日期为2023年9月25日(通过参考Enbridge于2023年9月25日提交的8-K表格当前报告的附件4.1并入)
4.2
Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第12份补充契约，日期为2023年9月25日(通过引用Enbridge于2023年9月25日提交的8-K表格当前报告的附件4.2并入)
22.1*
附属担保人
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条进行的认证。
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条进行的认证。
32.1*^
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条进行的认证。
32.2*^
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条进行的认证。
101.Sch*内联XBRL分类扩展架构文档。
101.卡尔*内联XBRL分类扩展计算链接库文档。
101.定义*内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。
101.实验所*内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。
101.前期*内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。
104封面交互数据文件-封面XBRL标签嵌入内联XBRL文档(包含在附件101中)

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签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。

 
  安桥。
  (注册人)
日期：2023年11月3日发信人：/S/格雷戈里·L·伊贝尔
  
格雷戈里·L·伊贝尔
董事首席执行官总裁
(首席行政主任)
日期：2023年11月3日发信人：/S/帕特里克·R·默里
帕特里克·R·默里
常务副总裁兼首席财务官
(首席财务官)
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