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：天然气传输和中流分段成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2022-01-012022-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：消除和调整项目成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员2022-01-012022-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员ENB：天然气传输和中流分段成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员2022-01-012022-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2022-01-012022-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：商品销售成员ENB：消除和调整项目成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：商品销售成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员ENB：气体分配和存储分段成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员ENB：消除和调整项目成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：其他收入成员2022-01-012022-12-310000895728US-GAAP：部门间消除成员ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers2022-01-012022-12-310000895728US-GAAP：部门间消除成员ENB：天然气传输和中流分段成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员US-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310000895728US-GAAP：部门间消除成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2022-01-012022-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310000895728US-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310000895728ENB：交通收入成员ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：交通收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员ENB：交通收入成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：交通收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：交通收入成员ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：交通收入成员ENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员ENB：存储和其他收入成员2021-01-012021-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：存储和其他收入成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：存储和其他收入成员2021-01-012021-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：存储和其他收入成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员ENB：存储和其他收入成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：存储和其他收入成员ENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：存储和其他收入成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：天然气收集和处理收入成员ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：天然气收集和处理收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员ENB：天然气收集和处理收入成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：天然气收集和处理收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMemberENB：天然气收集和处理收入成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：天然气收集和处理收入成员ENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：天然气收集和处理收入成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：GasDistributionServiceMemberENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：GasDistributionServiceMember美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员ENB：GasDistributionServiceMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：GasDistributionServiceMember美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMemberENB：GasDistributionServiceMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：GasDistributionServiceMemberENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：GasDistributionServiceMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：电力和输电收入成员ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：电力和输电收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员ENB：电力和输电收入成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：电力和输电收入成员美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMemberENB：电力和输电收入成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：电力和输电收入成员ENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：电力和输电收入成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：气体分配和存储分段成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：RenewablePowerGenerationSegmentMember2021-01-012021-12-310000895728ENB：EnergyServicesSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：消除和调整项目成员2021-01-012021-12-310000895728ENB：LiquidsPipelinesSegmentMembers美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员2021-01-012021-12-310000895728美国公认会计准则：运营部门成员ENB：商品销售成员ENB：天然气传输和中流分段成员2021-01-012021-12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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格			10-K

☒						依据《条例》第13或15(D)条提交周年报告 1934年《证券交易法》

截至本财政年度止12月31日, 2023

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》

对于从日本向日本过渡的过渡期，中国需要更多时间。

佣金文件编号001-15254

_______________________________

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

根据该法第12(G)条登记的证券：无

_______________________________

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒不是☐

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是☒

用复选标记表示注册人(1)是否在过去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条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒不是☐

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☒不是☐

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。见《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器

☒

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。☐

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。是☒不是☐

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☒

勾选任何错误更正是否是重述，需要根据§ 240.10D-1（b）对注册人的任何高管在相关恢复期内收到的激励性薪酬进行恢复分析。☐

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☒

根据2023年6月30日普通股最后一次出售的价格计算，非关联公司持有的注册人普通股的总市值约为美元。75.11000亿美元。

截至2024年2月2日，注册人已2,125,586,356已发行普通股。

通过引用并入的文件：

不适用。

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解释性说明

安桥，一家存在于加拿大商业公司法，有资格成为在美国(美国)的外国私人发行人经修订的1934年证券交易法(《交易法》)。尽管作为外国私人发行人，Enbridge Inc.不是必须这样做，但Enbridge Inc.目前向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交10-K表格的年度报告、10-Q表格的季度报告和8-K表格的当前报告，而不是向外国私人发行人提交报告表格。

Enbridge Inc.打算根据加拿大的要求准备和提交一份管理信息通告和相关材料。由于S的管理信息通函没有根据第14A条的规定提交，Enbridge Inc.不得在其管理信息通函中引用本表格10-K第三部分所要求的信息。因此，根据表格10-K的指示G(3)并经其允许，Enbridge Inc.将在表格10-K所涵盖的财政年度结束后120天内提交对表格10-K的修正案，其中包含第III部分的信息。

2

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						页
			第一部分
第1项。			业务			8
第1A项。			风险因素			45
项目1B。			未解决的员工意见			60
项目1C。			网络安全			60
第二项。			属性			62
第三项。			法律诉讼			62
第四项。			煤矿安全信息披露			62
			第II部
第五项。			注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券			63
第六项。			[已保留]			64
第7项。			管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			65
第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露			96
第八项。			财务报表和补充数据			99
第九项。			会计与财务信息披露的变更与分歧			185
第9A项。			控制和程序			185
项目9B。			其他信息			186
项目9C。			关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露			186
			第三部分
第10项。			董事、高管与公司治理			187
第11项。			高管薪酬			187
第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项			187
第13项。			某些关系和相关交易，以及董事的独立性			187
第14项。			首席会计费及服务			187
			第四部分
第15项。			展品和财务报表附表			188
第16项。			表格10-K摘要			188
			展品索引			189
			签名			197

3

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词汇表

“我们”、“我们的”、“我们”和“Enbridge”						安桥。
AFUDC						施工期间使用的资金拨备
艾特肯溪						Aitken Creek天然气储存设施和Aitken Creek North天然气储存设施
AOCI						累计其他综合收益/(亏损)
阿罗						资产报废债务
ASC						会计准则编撰
辅助黑貂						Aux Sable Liquid Products LP、Aux Sable Midstream LLC、Aux Sable Canada LP的美国中游所有权权益
公元前						不列颠哥伦比亚省
BCF/d						亿立方英尺
行政长官规例						清洁电力监管
CER						加拿大能源监管机构
CTS						竞争性收费结算
DAPL						达科他州接入管道
破晓						Tecumseh天然气储存设施和Dawn Hub的广泛地下储气池网络
DCP						DCP中流，LP
EBITDA						扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益
EEP						Enbridge Energy Partners，L.P.
EIEC						恩布里奇英格尔赛德能源中心
Enbridge天然气						Enbridge Gas Inc.
ESG						环境、社会和治理
《交易所法案》						1934年美国证券交易法
FERC						联邦能源管理委员会
温室气体						温室气体
灰色橡木						灰橡树管道有限责任公司
H2						氢气
IJT						国际联合关税
IR						激励性监管
ISO						激励性股票期权
Kbpd						每天千桶
LMCI						土地事宜谘询计划
液化天然气						液化天然气
M&N						海洋时报和东北管道

4

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M&N加拿大						我们的Maritimes & Northeast Pipeline的加拿大部分
Moda						Moda Midstream Operating，LLC
MTS						主线收费结算
兆瓦						兆瓦
NCIB						正常路线发行人投标
Nexus						NEXUS输气管道
NGL						天然气液体
诺韦尔科						诺弗科公司
OBPS						产量定价制
保监处						其他综合收益/(亏损)
OEB						安大略省能源委员会
OPEB						其他退休后福利义务
阶段1						按服务费用确定2024年基本费率的阶段
第1阶段决策						2023年12月21日，安大略省能源委员会发布了关于第一阶段的决定和命令
PPA						购电协议
PSU						绩效股票单位
RNG						可再生天然气
ROU						使用权
RSU						限售股单位
美国证券交易委员会						美国证券交易委员会
9月						Spectrum Energy Partners，LP
光谱能量						SPECTRUM能源公司
德克萨斯东部						德克萨斯东部传输公司，LP
TGE						Tri Global Energy，LLC
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
董事会						董事会
湖头系统的解决方案						2023年5月24日，Enbridge向联邦能源管理委员会提交了关于Lakehead系统的和解方案
收购Moda						2021年10月12日，通过一家全资美国子公司，我们收购了Moda Midstream Operating，LLC的所有未偿还会员权益
合作伙伴关系						Spectrum Energy Partners，LP和Enbridge Energy Partners，L.P.
特雷斯·帕拉西奥斯						特雷斯帕拉西奥斯控股有限公司
多伦多证券交易所						多伦多证券交易所
英国						英国
我们						美利坚合众国
美国公认会计原则						美国公认会计原则
矢量						向量管道L.P.
VIES						可变利息实体
西海岸						西海岸能源公司。

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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这份10-K表格的年度报告中，以提供有关我们和我们的子公司及附属公司的信息，包括管理层对我们和我们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”等词语以及暗示未来结果或关于展望的陈述的类似词语来识别。本文件中包含或引用的前瞻性信息或陈述包括但不限于以下陈述：我们的公司愿景和战略，包括战略优先事项和推动因素；原油、天然气、天然气液体(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，以及我们对能源的态度；环境、社会和治理(ESG)目标、实践和业绩；行业和市场状况；我们资产的预期利用；股息增长和支付政策；财务实力和灵活性；对流动性来源和财政资源充分性的预期；液体管道、天然气输送和中游、天然气分配和储存、可再生发电和能源服务业务的预期战略优先事项和业绩；我们从Dominion Energy，Inc.收购三家美国天然气公用事业公司(Gas Utilities)的特点、预期效益、融资和时机(收购)；与已宣布的项目和在建项目相关的预期成本、效益和启用日期；预期资本支出；可投资能力和资本分配优先事项；我们商业担保增长计划的预期股权融资需求；预期未来增长、发展和扩张机会；预期优化和效率机会；对我们合资伙伴完成和资助在建项目的能力的预期；预期完成收购和处置及其时间，包括收购；交易的预期收益，包括收购；我们完成收购并成功整合天然气公用事业公司的能力；监管机构和法院未来的预期行动，以及时间和影响；通行费和费率案件的讨论和诉讼程序以及预期的时间表和影响，包括主线合同以及与天然气分销和储存、天然气传输和中游业务相关的风险；运营、行业、监管、气候变化和其他与我们业务相关的风险；以及我们对此处确定的各种风险因素的潜在影响的评估。

尽管我们认为这些前瞻性陈述是基于这些陈述发表之日所掌握的信息以及准备这些信息的过程，但这些陈述并不能保证未来的表现，我们告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述。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因素以及其他因素，这些因素可能导致实际结果、活动水平和成就与此类陈述明示或暗示的大不相同。实质性假设包括以下假设：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应、需求、出口和价格；资产的预期利用；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；对我们的项目和交易的支持和监管批准的维持；预计的启用日期；天气；收购和处置的时间、条款和结束，包括收购；交易预期效益的实现，包括收购；政府立法；诉讼；预计未来股息和股利政策对未来现金流的影响；我们的信用评级；资本项目资金；对冲计划；预期利息、所得税和折旧及摊销前收益(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、天然气、液化天然气和可再生能源的预期供求以及这些商品的价格的假设，是所有前瞻性陈述的重要依据，因为它们可能会影响对我们服务的当前和未来需求水平。同样，汇率、通货膨胀和利率影响我们经营的经济和商业环境，并可能影响对我们服务的需求水平和投入成本，因此是所有前瞻性陈述所固有的。与有关已宣布项目和项目的前瞻性陈述相关的最相关假设

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在建项目，包括预计完工日期和预期资本支出，包括：劳动力和建筑材料的可获得性和价格；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；天气和客户、政府、法院和监管部门批准对建筑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Form 10-K年度报告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年度报告中以Form 10-K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II部. 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析(MD&A)在本Form 10-K年度报告中提到了非GAAP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

项目1.业务

Enbridge是北美领先的能源基础设施公司。我们的核心业务包括Liquds Pipeline，包括在加拿大和美国的管道和终端，运输和出口各种等级的原油和其他液态碳氢化合物；Gas Transport and Midstream，包括在加拿大和美国的天然气管道和收集加工设施的投资；天然气分配和储存，包括天然气公用事业业务，为安大略省和魁北克省的住宅、商业和工业客户提供服务；以及可再生能源发电，主要包括在北美和欧洲的风能和太阳能资产投资，以及地热、废热回收和传输资产的投资。

Enbridge是一家上市公司，普通股在多伦多证券交易所(TSX)和纽约证券交易所(NYSE)交易，代码为ENB。我们于1970年4月13日根据西北地区公司条例注册成立，并于1987年12月15日根据加拿大商业公司法继续注册。

以下是我们每项业务和基础资产的更详细描述业务细分.

企业愿景和战略

视觉

Enbridge的存在是为了以安全、清洁和对社会负责的方式提高人们的生活质量。我们的愿景是以地球友好的方式向人们需要的任何地方提供能源。在追求这一愿景的过程中，我们寻求通过我们的基础设施特许经营权提供负担得起的、可靠的和安全的能源，从而在实现社会的经济和社会福祉方面发挥关键作用，这些特许经营权运输、分配和生产能源，包括液体、天然气、可再生能源和低碳燃料。我们认识到能源系统正在发生变化，我们的目标是通过确保人们继续获得他们今天所需的能源，同时投资于低碳平台，以支持我们向前发展，从而为更清洁的能源未来提供桥梁。

我们领先的投资者价值主张建立在我们通过投资和有效运营能源基础设施资产提供可预测现金流和逐年增长的股息流的能力之上，这些资产在关键供应盆地和强大的需求拉动市场以及不断增长的可再生能源和新能源需求的目标领域之间具有战略定位。我们的资产以长期合同、受监管的服务成本收费框架、购电协议（PPA）和其他低风险商业安排为基础。

每天，我们都努力成为北美及其他地区客户、社区、投资者、监管机构、政策制定者和员工的首选能源供应公司。我们通过关注工人和公共安全、ESG领导力、利益相关者关系、社区投资和员工参与来实现这一目标。

战略

我们的战略基于对能源供需基本面的深刻理解。通过严格的资本分配，这与我们对能源市场的展望一致，我们已成为行业领导者，拥有传统和低碳能源的多元化投资组合。我们的资产在许多不同的商品、经济和地缘政治环境中可靠地产生低风险、有弹性的现金流。我们相信，我们的资产质量和多元化是使我们能够在不确定的商业环境中保持灵活性的关键优势。

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为了继续成为行业领导者和价值创造者，我们保持稳健的战略规划方法。我们定期对资产和业务策略进行情景和弹性分析。我们测试各种价值提升和最大化选项，并定期与董事会（董事会）沟通，以确保一致性并保持积极监督。董事会的参与包括全年的更新和讨论以及专门的年度战略规划会议。展望未来，我们将继续采用这一全面的方法来指导我们的投资和投资组合决策。

可预测的现金流和可衡量的增长是我们投资者价值主张的标志。我们强大的项目开发机会组合、近期战略收购的整合以及持续的效率提升，预计将推动我们在近期（2024-2025年）和中期的增长。我们对平衡增长战略仍充满信心，并期望继续有选择地投资于我们的多元化足迹，包括传统业务和补充性低碳平台，如可再生能源、可再生天然气（RNG）、碳捕获和储存（CCS）、蓝氨和氢气（H2）。此外，环境、社会及管治仍然是我们策略的一部分;我们致力减少排放，与持份者建立持久关系，并促进多元化、公平及包容。

为配合我们的策略，我们于2023年推进多项优先事项。例如：

•我们宣布战略收购俄亥俄州、犹他州和北卡罗来纳州的三家美国天然气公司。如果完成，收购将创造北美最大的天然气公用事业特许经营权，降低我们已经处于行业领先地位的业务风险状况，并确保可见，低风险，长期，利率基础增长。

•我们的液体管道业务在干线和二叠纪系统上交付了创纪录的量，通过我们的Enbridge Ingleside能源中心（EIEC）出口了创纪录的量，达成了干线系统的收费协议，批准了Enbridge Houston石油码头，承担了Gray Oak管道的运营（Gray Oak），以及Flanagan South Pipeline的提前承包开放季节（Flanagan South）、Gray Oak和Southern Lights管道，进一步加强了我们首要的重油和轻油输送和出口系统。

•我们的天然气输送和中游业务收购了不列颠哥伦比亚省的Aitken Creek天然气储存设施和Aitken Creek North天然气储存设施（统称为Aitken Creek）以及德克萨斯州的Tres Palacios Holdings LLC，实现了对Rio Bravo管道的最终投资决定，推进了Woodfibre LNG项目，并在Algonquin管道和德克萨斯州东部传输线的开放季节成功执行。我们继续利用强大的天然气基础，为北美提供安全，可靠和可持续的能源，同时增加液化天然气出口。

•在我们现有的天然气分销和储存业务中，我们在安大略省的费率调整应用取得了进展，增加了46，000多个新客户，并推进了安大略省最大的温室气体（GHG）减排项目，将Arcelor Mittal的炼钢业务从煤炭转向天然气。我们继续通过为该省提供具有成本效益、可靠和可持续的能源来推动安大略省人民的生活质量和经济增长。

•我们的可再生能源发电业务继续执行其增长战略，我们的欧洲海上风电组合取得了重大进展，包括法国诺曼底（Centre Manche 1）项目的1，000兆瓦（MW）项目奖励，德国Hohe See和Albatros项目的工作兴趣增加，以及正在法国建设的另外三个项目。我们的北美陆上业务通过不断推进我们的大型开发组合（目前超过4，500兆瓦）以及通过投资俄亥俄州的Fox Squirrel太阳能项目继续增长。

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•我们的新能源技术团队与每个业务部门合作，通过收购Morrow Renewables的RNG资产，与Yara建立战略合作伙伴关系，在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的EIEC推进蓝色氨出口项目，与Divert Inc.批准华盛顿州的Longview RNG项目，以及继续开发优先的低碳技术。

•本年度，我们在实现环境、社会及管治目标方面取得重大进展。我们继续加强与北美土著社区的关系，同时推进我们的和解承诺。我们亦增加董事会及员工队伍的多元化。我们继续走在净零排放的道路上，通过多种手段降低排放，包括系统现代化、甲烷减排技术、使用更清洁的能源为我们的运营提供动力，以及继续投资于我们的低碳业务。

•我们继续以具吸引力的估值回收资金，于2023年，这包括宣布出售我们于Alliance Pipeline及Aux Sable设施的权益。我们继续专注于严格的资本分配、投资组合优化和多元化、持续增强我们行业领先的现金流状况以及财务实力和灵活性。此外，我们继续优先考虑降低运营成本，以提高我们的盈利能力和竞争力。

第二部分将进一步详细讨论这些成就。第七项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。

展望未来，我们的近期策略重点与过往数年相若。一如既往，积极推进资产安全、保护环境和保持系统可靠性仍然是我们的首要任务。我们专注于通过进一步优化来提升现有资产的价值，利用我们广泛的基础设施来满足不断变化的客户需求，优先考虑特许经营的有机增长和出口驱动的机会，并在我们所有的业务中开发低碳平台。我们将继续投资于能够推进我们的战略、建立可持续竞争优势并实现有吸引力的风险调整后回报的领域。

我们的主要战略重点包括：

安全和运行可靠性

安全和运行可靠性是我们战略的基础。我们努力实现并保持在安全各个方面(流程、公共和个人)的行业领先地位，并确保我们整个系统的可靠性和完整性达到最高标准，以保护我们的社区和环境。

扩展增长

我们增长的基石在于以最低的实际成本按时成功执行我们的一系列有担保的项目(目前为240亿美元)，同时保持最高的安全、质量、客户满意度以及环境和法规合规性标准。关于我们目前的资本项目组合的讨论，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目.

短期内，我们将专注于完成美国天然气公用事业公司的交易，并成功整合每一家公用事业公司。除此之外，我们将继续寻求在我们的所有平台上寻找更多高质量的增长机会。我们将保持纪律，只将资本配置到最佳用途，优先考虑资产负债表实力，投资于低资本密集型增长，以及受监管的公用事业或类似公用事业的项目。我们将仔细评估我们剩余的可投资能力，将资本配置到我们可以获得的最具价值提升的机会上，包括进一步的有机增长、互补性的增值式收购以改善我们的竞争地位，或者进一步加强我们的资产负债表。

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展望未来，我们看到我们的现有网络得到了极大的利用，我们的每一项业务都有未来增长的机会。例如，我们预计：

•我们的液体管道基础设施仍将是关键供应盆地和需求拉动型市场(如美国中西部、加拿大东部和美国墨西哥湾沿岸的炼油厂中心)之间的重要联系。我们一流的液体系统和出口基础设施也将使原油、清洁燃料和其他出口机会成为可能。在我们早期经验的基础上，我们预计CCS将在较长期内提供更多新的增长机会。

•我们的天然气输送业务将在燃气发电、工业增长和沿海LNG工厂的新负荷需求推动下寻求延伸和扩张机会。展望未来，生产RNG并将其融入我们的系统将提高资产寿命，使我们能够为客户提供差异化的低碳解决方案。从长远来看，我们计划在氢气生产、混合和运输方面扩大类似的机会，以进一步脱碳我们的天然气供应并延长资产寿命。

•我们位于安大略省的天然气分销和储存业务将通过增加客户、提高生产率、现代化投资以及将H2和RNG混合到天然气供应中的设施来继续增长。此外，我们将继续深思熟虑地向客户提供我们的服务，包括额外的需求侧管理、低碳和分布式能源计划。

•我们的可再生能源业务日益处于有利地位，可以利用欧洲和北美可再生能源的增长。我们将继续利用我们扩大的内部能力和我们强大的现有合作伙伴关系，成功地执行我们的大型开发组合，并确保未来的下一波项目。

此外，我们的目标是通过继续关注我们所有业务的优化、现代化、生产力和效率来推动增长。例如：应用减阻剂和泵站改造以优化我们液体系统的吞吐量，执行通行费结算和费率案例备案以优化我们的液体管道和天然气输送特许经营权内的收入，扩大低碳天然气供应以实现我们天然气公用事业的价值链现代化和整合，以及通过创新、流程改进和系统增强在整个组织内创造可持续的成本节约。

保持财务实力和灵活性

我们的融资策略旨在保持强劲的投资级信用评级，以确保我们有足够的财务能力满足我们的资本融资需求，并灵活地管理资本市场的混乱。我们预计，目前的担保资本计划可以通过内部产生的现金流、可用的资产负债表能力和选择性的资产货币化来轻松融资。有关我们的融资策略的进一步讨论，请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源.

有纪律的资本配置

我们评估最新的基本趋势，监控业务格局，并主动开展业务开发活动，以确定行业领先的资本部署机会集。我们使用纪律严明的投资框架筛选、分析和评估机会，目标是在我们的低风险“公用事业类”业务模式下，有效地配置资本以实现增长，同时推动诱人的风险调整后回报。

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所有投资机会都是根据它们推进我们的战略、降低风险、支持我们的ESG目标以及创造额外的财务灵活性的潜力进行评估的。我们在短期内的主要重点是低资本密集度机会，以提高现有业务的回报(有机扩展和优化)、系统现代化和基于公用事业费率的投资。我们还将重点放在较大的项目上，在这些项目中，商业建筑符合我们的投资者价值主张，并且我们可以在执行阶段有效地管理风险。虽然我们将在短期内专注于完成我们在美国的天然气公用事业交易，但我们正在继续评估其他强大的价值提升机会，包括可以补充我们投资组合的增值收购。

在评估典型的投资机会时，我们还考虑了其他潜在的资本配置选择。资本配置的其他选择取决于我们目前的前景，包括进一步削减债务和增加股息。

随着时间的推移，引领能源转型

随着全球人口的增长和世界各地生活水平的不断提高，我们预计能源需求将会上升。我们和我们的社会越来越认识到，在减少全球温室气体排放的同时，需要安全可靠的能源。因此，随着行业参与者、监管机构和消费者寻求平衡这些因素，世界各地的能源系统正在重塑。作为一家多元化的能源基础设施公司，我们相信我们有能力在能源转型中发挥关键作用，降低我们运输和储存的常规燃料的排放强度，支持我们的客户从更高排放的能源转向更低碳的选择，并与监管机构、政策制定者和其他关键利益攸关方一起，领导世界需要的未来低碳能源基础设施的开发和建设。

我们相信，多样化和创新将在向低排放未来的过渡中发挥重要作用。到目前为止，我们已经在天然气基础设施、减排技术和可再生能源资产方面进行了大量投资，帮助减少了我们的排放，并进一步扩大了我们的平台，使能源能够在全球范围内过渡。我们在可再生能源方面的重点领域仍然是海上风能、公用事业规模的陆上项目，以及为客户提供的综合清洁能源产品和解决方案。我们还在RNG、蓝氨、CCS和H2等其他低碳平台中发挥领导作用，在这些平台中，我们可以利用我们的基础设施、能力和利益相关者关系来加速增长并扩展我们现有资产的价值。此外，我们所有的新投资都需要有一条明确的路径来实现净零排放，与我们的ESG目标保持一致。

我们与我们的客户和利益相关者密切合作，以保持能源转型的步伐，并正在积极利用我们的ESG领导地位和世界级的执行能力，以推进我们作为差异化能源提供商的定位。我们定期在各种过渡场景下测试我们的资产，以确保我们业务的弹性。

战略推动者

为了成功执行我们的战略并建立竞争优势，我们专注于在ESG、人才、技术、运营、开发和增长能力方面拥有领先的能力。

环境、社会和治理

可持续性是我们以安全可靠的方式提供能源的能力不可或缺的一部分。我们作为环境管家、作为基本能源基础设施的安全运营者、作为一个多元化和包容性的雇主以及作为一个负责任的企业公民的表现如何，与我们实现战略优先事项并为所有利益相关者创造长期价值的能力密不可分。

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2023年，我们发布了第22份年度可持续发展报告，概述了我们在实现ESG目标方面的进展1。特别是，我们：

•通过我们系统的现代化和创新，以及继续投资太阳能自力发电、仪表前可再生能源和执行额外的可再生能源PPA，在实现我们的中期排放强度和温室气体净零排放目标方面取得了有意义的进展；

•加强努力，确保我们的劳动力和董事会更好地反映我们社区的多样性，通过员工资源小组增强我们的劳动力能力，并推进我们的多样性、公平和包容性承诺；以及

•继续推动朝着零安全事故和伤害的目标改进，并推进了强有力的网络防御计划的实施。

自2020年制定ESG目标以来，我们在将可持续发展纳入我们的战略、治理、运营和决策方面取得了相当大的进展。我们已经将ESG绩效与激励性薪酬挂钩，并通过执行我们的行动计划，朝着这些目标取得了有意义的进展。

我们的目标是继续加强我们的ESG方法，并正在采取以下额外行动：

•积极与正在推进中游部门排放计量和减排指导方针的组织合作；

•与主要供应商合作制定减排计划；

•进一步发展低碳能源伙伴关系，以推动我们业务的创新，重点是可再生能源、RNG、H2和CCS；以及

•继续推进我们对有意义的和解和建立相互尊重和合作的土著伙伴关系的承诺。

我们在年度可持续发展报告中提供年度进展更新，该报告可在Https://www.enbridge.com/sustainability-reports. 除非另有特别说明，否则Enbridge网站上包含的或与之相关的任何信息，包括我们的年度可持续发展报告，都不会以引用的方式并入本Form 10-K年度报告中，或以其他方式并入本年度报告.

人才

我们的员工对我们的成功至关重要，我们的重点仍然是提高员工的能力和技能。我们正在发展我们的人才战略，改善我们的员工体验，并越来越注重学习和发展。我们重视多样性和多元化思维，并在我们的计划、流程和人员管理方法中嵌入了包容性实践。此外，我们努力保持具有行业竞争力的薪酬、灵活性和留任计划，以提供短期和长期绩效激励。

技术

我们认识到技术在帮助我们实现战略目标方面发挥的重要作用。我们致力于寻求创新和技术解决方案，以提高我们的安全性和可靠性，最大限度地增加收入，提高效率，并实现向新的、更清洁的能源解决方案的过渡。我们继续从网络安全的角度关注我们系统的弹性和可靠性，并努力增强我们的能力，并教育我们的员工以保护我们的关键基础设施系统免受越来越多的威胁。

1与包容性、多样性、公平性和可获得性有关的所有百分比或具体目标都是我们打算以符合州、地方、省和联邦法律的方式实现的理想目标，这些法律包括但不限于美国联邦法规、平等就业机会委员会、劳工部和联邦合同遵从局计划。

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运营与开发

作为一家主要的基础设施开发商和运营商，Enbridge专注于我们业务的卓越，特别是在安全、监管、项目执行和效率方面。安全是Enbridge的基础，我们的安全第一理念反映了我们对保护公众、我们的工人、环境以及我们管道和设施的健康的承诺。我们认识到，在规划和执行项目以及维持持续运营时，与监管机构保持牢固的信任关系是非常重要的。我们致力于积极主动地处理联邦、地区和地方层面的监管问题，以确保我们开发和维护一个安全可靠的能源系统，我们的客户和公众可以信赖。

稳健的项目开发、执行、治理、利益相关者关系和供应链流程也是按时、高质量并在预计成本范围内交付项目的关键。我们不断寻求各种方法来提高我们所有核心职能的组织效率和效力，包括通过精简结构、简化流程、改进问责和有效管理风险来推动顶级业绩。

增长能力

为了实现我们的愿景和使命，我们强调特定的能力，这些能力将帮助我们在核心和潜在的新业务中发展和建立竞争优势。我们正在更加关注我们的客户，以确保我们对他们的需求做出反应，同时也积极帮助他们实现他们的脱碳目标。我们将继续投资于领先的企业发展能力，以确保我们能够识别和执行有吸引力的资本回收机会和收购。最后，我们认为，未来的能源系统不仅将继续高度一体化，而且还将变得更加复杂。这将需要一个利益相关者的生态系统，从客户和贷款人到原始设备制造商和监管机构，来开发和管理。我们认为，在伙伴关系结构和关系管理方面拥有优势，对于建立和维护世界所需的强大能源基础设施体系至关重要。

业务细分

2023年期间，这些活动通过五个业务部门开展：液体管道；天然气输送和中游；天然气分配和储存；可再生发电；以及能源服务，如下所述。

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液体管道

液体管道由加拿大和美国的管道和终端组成，这些管道和终端运输和出口各种等级的原油和其他液态碳氢化合物。

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主线系统

主线系统由加拿大主线系统和莱克黑德系统组成。加拿大干线是一种公共的运输管道系统，它在加拿大西部内将各种等级的原油和其他液态碳氢化合物从加拿大西部输送到北达科他州格雷特纳、马尼托巴省和内切附近的加拿大/美国边境，以及从密歇根州休伦港和安大略省萨尼亚附近的美国/加拿大边境输送到加拿大东部。加拿大主线包括六条毗邻的管道，总运营能力约为每天320万桶，连接加拿大/美国边境的莱克黑德系统，以及五条向加拿大东部输送原油和成品油的管道。自1949年以来，通过我们的前辈，我们运营并经常扩建加拿大主线。湖头系统是美国主线系统的一部分。它是由联邦能源管理委员会(FERC)监管的州际公共运输管道系统，是从加拿大西部到美国的原油和液体石油的主要运输商。

收费框架

管理加拿大主线通行费的竞争性通行费结算(CTS)于2021年6月30日到期，但8号线和9号线除外，它们是单独收费的。CTS是一项为期10年的谈判协议，规定在加拿大西部内交付的加拿大本地通行费，以及从加拿大西部出发、在加拿大主线上、通过莱克黑德系统运往美国并进入加拿大东部的原油运输的国际联合关税(IJT)。IJT通行费以美元计价。

Enbridge已与托运人就其主线系统的通行费达成谈判和解协议。Mainline通行费结算(MTS)涵盖Mainline的加拿大和美国部分，Mainline将继续作为一个共同的承运人系统运营，供所有托运人按月提名使用。MTS还有待监管部门的批准，有效期为七年半，至2028年底，修订后的临时通行费将于2023年7月1日生效。

MTS包括：

•对于从哈迪斯蒂到芝加哥的重质原油运输，IJT包括每桶1.65美元的加拿大主线通行费加上每桶2.57美元的湖头系统通行费，加上适用的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于2023年12月15日向加拿大能源监管机构(CER)提交了一份申请，要求批准MTS，并得到了其代表利益攸关方小组的一致支持。CER在其处理函中表示，截至2024年1月19日，没有收到任何异议意见，它可能会对申请做出决定，也可能会制定进一步的处理步骤。

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湖头制地方通行费

从北达科他州内切、明尼苏达州克利尔布鲁克和其他地点附近的加拿大/美国边境到莱克黑德系统主要送货点的运输费率由FERC管理。湖头系统根据FERC的指数方法和关税协议的允许，定期调整这些运输费率，其主要组成部分是指数费率和设施附加费机制。指数费率是湖头系统运输费率的基本部分，每年都要进行通货膨胀调整，不能超过FERC批准的既定最高费率。设施附加费机制允许湖头系统在现有基本费率的基础上，通过递增附加费收回与托运人要求的某些项目相关的费用，每年4月1日进行调整。

2023年5月24日，Enbridge向FERC提交了湖头系统(Lakehead System和解)的和解要约。除了解决与湖头系统费率的指数部分有关的诉讼外，湖头系统和解协议还包括适用于指数和设施附加费的费率基础的折旧截断日期2048年12月31日，以及通过与两个5号线项目相关的成本的设施附加费就未来收回条款达成协议：威斯康星州搬迁项目和麦基纳克海峡隧道。湖头系统和解协议于2023年6月23日获得和解法官的认证，并于2023年11月27日获得FERC委员的批准。湖头系统通行费自2023年12月1日起修订，以反映湖头系统和解的条款。

区域油砂系统

区域油砂系统包括七条艾伯塔省内的长距离管道：阿萨巴斯卡管道、沃皮索管道、伍德兰和伍德兰延伸管道、伍德布法罗和伍德布法罗延伸/阿萨巴斯卡双管道系统和诺利特管道系统(Norlite)，以及两个大型终端：位于艾伯塔省麦克默里堡以北的阿萨巴斯卡终端和位于艾伯塔省麦克默里堡南部的切查姆终端。区域油砂系统还包括许多支线和相关设施，目前为阿萨巴斯卡、冷湖和和平河三大油砂矿藏的油砂生产提供通道。

艾伯塔省内的长途管道的综合能力约为每天11万桶至埃德蒙顿，每日1415千桶至哈迪斯蒂，其中Norlite向麦克默里堡地区提供约218万桶的稀释剂能力。我们在伍德兰管道拥有50%的权益，在Norlite拥有70%的权益。区域油砂系统是以与多家油砂生产商签订的长期协议为基础的，这些协议提供了稳定的现金流，还包括收回该系统部分运营费用的规定。

2022年10月5日，我们完成了与阿萨巴斯卡土著投资有限合伙企业(Aii)的交易，Aii是一家新成立的实体，代表23个First Nation和Metis社区，根据该交易，Aii收购了区域油砂系统艾伯塔省内七条长输管道11.6%的非运营权益。

墨西哥湾沿岸和中大陆

墨西哥湾沿岸包括弗拉纳根南部、先锋管道、Seaway原油管道系统(Seaway管道)、中大陆系统(库欣码头)、灰色橡树和EIEC。

Flanagan South是一条950公里(590英里)、直径36英寸的州际原油管道，始发于我们位于伊利诺伊州弗拉纳根的终点站，是莱克黑德系统的输油点，终点是俄克拉何马州库欣。弗拉纳根南部的产能约为每日660桶。

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矛头管道是一条长途管道，将原油从伊利诺伊州的弗拉纳根输送到俄克拉何马州的库欣。弗拉纳根是莱克黑德系统的一个交货点。矛头管道的日输油量约为193桶。

我们拥有1,078公里(670英里)的Seaway管道50%的权益，包括俄克拉荷马州库欣和德克萨斯州自由港之间805公里(500英里)、直径30英寸的长途运输系统，以及为休斯顿和德克萨斯州地区炼油厂提供服务的德克萨斯城终端和分配系统。Seaway管道系统的总输送能力约为每日950桶。Seaway管道还包括德克萨斯州墨西哥湾沿岸880万桶原油储油罐的能力。

中大陆系统由库欣码头的储存终端组成，由110多个独立的储油罐组成，大小从7.8万桶到57万桶不等。库欣码头的总储壳量约为2600万桶。部分存储设施用于运营目的，其余部分与不同的原油市场参与者签订合同，满足其定期存储需求。合同费用包括固定的每月储存费、从连接的管道和码头接收和运送原油的通过量费用，以及调和费。

Gray Oak是一个长达1368公里(850英里)的原油系统，起始点位于德克萨斯州西部的伊格尔福特和二叠纪盆地。Gray Oak在美国墨西哥湾沿岸和休斯顿炼油区设有交货点。它的预计平均年产能为每日900桶，运输轻质原油。2023年12月31日，由于我们收购了Rattler Midstream在输油管道中10%的权益，我们在Gray Oak的实际经济权益从58.5%增加到68.5%。我们于2023年4月成为灰橡树的经营者。

2021年10月，我们收购了Moda Midstream Operating，LLC，其中包括位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的EIEC。该码头由1560万桶的存储和150万桶的日出口能力组成。我们还收购了日产量670桶的仙人掌二期管道20%的权益，日产量300桶的Viola管道100%的权益，以及35万桶的塔夫脱码头100%的权益。2022年11月，我们额外获得了仙人掌II管道10%的所有权权益，使我们的非运营总所有权达到30%。

其他

其他包括南方光管道、Express-Platte系统、Bakken系统和支线管道等。

Southern Lights管道是一条单流管道，直径180 kbpd，16/18/20英寸，将稀释剂从伊利诺伊州芝加哥附近的曼哈顿码头运送到加拿大西部的三个输送设施，分别位于艾伯塔省的埃德蒙顿和哈迪斯蒂码头以及萨斯喀彻温省的科罗伯特码头。Southern Lights管道的加拿大部分和美国部分都根据与承诺的托运人签订的长期合同获得关税收入。Southern LIGHTS管道90%的运力与分配给托运人的剩余10%运力签订了合同，以运送未承诺的运量。2023年12月，完全预订的开放季结束，这确保了到2030年年中，合同水平保持在90%。

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Express-Platte系统包括Express管道和Platte管道，以及约560万桶的原油存储。这是一个大约2736公里(1700英里)长的原油运输系统，起点是艾伯塔省的哈迪斯蒂，终点是伊利诺伊州的伍德河。这条日产量310桶的快速管道将原油输送到美国落基山脉地区的炼油市场，包括蒙大拿州、怀俄明州、科罗拉多州和犹他州。日产量145至164桶的普拉特管道与怀俄明州卡斯珀的快速管道互通，主要将原油从巴肯页岩和加拿大西部输送到中西部的炼油厂。Express管道的运力通常是根据与托运人的长期合同承诺的，要么接受要么支付。Express管道运力的一小部分和所有Platte管道运力被未承诺的托运人使用，这些托运人只为他们在给定月份实际使用的管道运力付费。

巴肯系统由北达科他州系统和巴肯管道系统组成。北达科他州的系统服务于北达科他州的巴肯盆地，由原油收集和州际管道运输系统组成。该收集系统为明尼苏达州克利尔布鲁克提供湖头系统或各种互连管道上的服务。该系统的州际部分包括美国和加拿大的组成部分，从北达科他州的贝托尔德延伸到马尼托巴省的克罗默。

北达科他州系统美国部分的关税由FERC监管。加拿大部分被归类为第2类管道，因此，其通行费由CER根据投诉情况进行监管。

我们在巴肯管道系统中拥有27.6%的有效权益，该管道系统将北达科他州的巴肯盆地连接到东部PADD II和美国墨西哥湾沿岸的市场。巴肯管道系统包括从北达科他州巴肯地区到伊利诺伊州帕托卡的达科他州接入管道，以及从伊利诺伊州帕托卡到德克萨斯州尼德兰的能量转移原油管道。目前的产能约为每日750桶原油，有可能通过增加抽水马力来扩大产能。巴肯管道系统的基础是多家生产商的长期产能承诺。

给水管道和其他包括加拿大和美国的一些液体存储资产和管道系统。

支线管道和其他公司的主要资产包括位于艾伯塔省哈迪斯蒂附近的哈迪斯蒂合同终端和哈迪斯蒂存储洞穴，这是加拿大西部的一个关键原油管道枢纽，以及南方通道延伸(SAX)管道，该管道始发于伊利诺伊州弗拉纳根，输送到伊利诺伊州帕托卡。我们在日产量300桶的SAX管道中实际上拥有65%的权益。SAX管道的大部分运力是根据与托运人签订的长期按需付费合同在商业上得到保障的。

馈线管道和其他管道还包括Patoka Storage、托莱多管道系统和诺曼·威尔斯(NW)系统。Patoka Storage由四个储罐组成，壳牌容量为48万桶，位于伊利诺伊州帕托卡。日产量180桶的托莱多管道系统与莱克黑德系统相连，输送到俄亥俄州和密歇根州。45kbpd的NW系统将原油从西北地区的Norman Wells运输到艾伯塔省的Zama，并有一个基于与托运人的既定条款的服务成本费率结构。

竞争

我们液体管道网络的竞争主要来自基础设施或物流替代方案(铁路、卡车运输)，这些替代方案将液态碳氢化合物从我们运营的生产盆地输送到加拿大、美国和国际市场。来自现有和拟议管道的竞争，如跨山管道扩建，主要基于获得供应、最终用途市场、运输成本、合同结构以及服务质量和可靠性。此外，不稳定的原油价格差异以及我们或竞争对手管道上的管道能力不足，都会使铁路运输原油具有竞争力，特别是对于目前没有管道服务的市场。

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我们相信，我们的液体管道系统将继续为加拿大西部沉积盆地(WCSB)、北达科他州和二叠纪盆地的生产商提供具有竞争力和吸引力的选择，因为我们的市场准入、有竞争力的通行费以及通过我们的多个交付和储存点的灵活性。我们还与托运人签订了长期协议，通过确保向我们的液体管道网络提供一致的供应来降低竞争风险。我们有成功执行项目以满足客户需求的良好记录。

供求关系

美国是世界上最大的原油市场，而美国是美国最大的原油输出国，这一点我们有着悠久而成功的历史。我们预计，在可预见的未来，美国对加拿大原油生产的需求将支持我们基础设施的使用。

根据大多数基本情况预测，需求预计将增长到下一个十年，主要由经济合作与发展组织(OECD)以外地区的新兴经济体推动，如印度和中国。在北美，由于车辆燃油效率的提高和电动汽车销量的增加，对运输燃料的需求增长预计将随着时间的推移而放缓。

由于巴西和圭亚那离岸生产的加速发展，以及加拿大和美国的持续增长，预计石油输出国组织(OPEC)将试图通过持续的配额限制来管理价格，从供应上推迟其增长。然而，伊朗和委内瑞拉等一些欧佩克国家的产量有可能从目前的水平增加。在美国，增长很可能是由二叠纪盆地推动的，该盆地是一个具有成本竞争力的大型轻质原油资源基地。此外，预计WCSB将出现重质原油增长，因为额外的出口供应可能会支持现有项目的扩张和一些潜在的新绿地设施。

我们的主线系统在2023年得到了有效的充分利用，日产量达到3.2百万桶。中西部上游PADD II市场的炼油厂需求一直很强劲。在美国墨西哥湾沿岸，来自拉丁美洲和中东的重质原油供应减少，正推动对加拿大重质原油的需求增加。许多与主线系统相连的炼油厂都很复杂，在全球范围内具有竞争力。

非经合组织国家的长期需求增长、随着时间的推移国内需求收缩以及二叠纪盆地和WCSB的持续产量增长的预期结合在一起，突显了我们战略资产足迹的重要性，并加强了对额外出口导向型基础设施的需求。我们相信，通过扩大系统容量以逐步进入美国墨西哥湾沿岸，以及通过进一步发展我们在Corpus Christi的EIEC(北美最大的原油出口设施)，我们处于有利地位，能够满足这些不断变化的供需基本面。

对化石燃料开发的反对，加上不断变化的消费者偏好和新技术，可能会支持影响原油长期供需的能源转型情景。我们继续密切关注所有这些因素的演变，以便能够主动调整我们的业务，以帮助满足客户和社会的能源需求。

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输气与中游

天然气传输和中游包括我们在加拿大和美国的天然气管道和收集和加工设施的投资，包括美国天然气传输、加拿大天然气传输、美国中游和其他资产。

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美国的天然气输送

美国天然气传输公司包括以下公司的所有权权益：德克萨斯州东部传输公司、LP(德克萨斯州东部)、阿尔冈昆天然气传输公司、阿尔冈昆天然气传输公司、马里泰斯和东北公司(美国和加拿大)、东田纳西天然气公司、有限责任公司(田纳西州东部)、湾流天然气系统公司、L.L.C.(湾流公司)、Sabal Trail传输公司、Sabal Trail公司、Nexus天然气传输公司(Nexus)、Valley Crossing管道公司、LLC(Valley Crossing)公司、东南供应联头公司、有限责任公司(SESH)、向量管道公司(VECTOR)以及其他一些天然气管道和储存资产。美国天然气传输业务主要通过州际管道系统为美国东北部、南部和中西部不同地区的客户提供天然气传输和储存。

德克萨斯州东部州际天然气输送系统从德克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸地区的供需中心延伸到俄亥俄州、宾夕法尼亚州、新泽西州和纽约州的供需中心。德克萨斯州东部的陆上系统在大约13,765公里(8,553英里)长的管道和相关压缩机站上的天然气日峰值能力为120亿立方英尺(Bcf/d)。德克萨斯东方还与五个附属储存设施相连，这些储存设施由美国天然气传输业务中的其他实体部分或全资拥有，包括我们于2023年4月3日收购的特雷斯帕拉西奥斯储存设施。

阿尔冈昆州际天然气输送系统与德克萨斯东方在新泽西州的设施连接，并延伸至新泽西州、纽约州、康涅狄格州、罗德岛州和马萨诸塞州，在那里它连接到M&N美国公司。该系统在约1,820公里(1,131英里)长的管道和相关压缩机站上的峰值日容量为3.1bcf/d。

M&N US在大约552公里(343英里)的主线州际天然气传输系统上的天然气日峰值能力为0.8bcf/d，包括相关的压缩机站，该系统从马萨诸塞州东北部延伸到缅因州贝利维尔附近的加拿大边境。M&N Canada的高峰日容量为0.5bcf/d，从新斯科舍省的Goldboro延伸到缅因州贝利维尔附近的美国边境的省际天然气传输干线系统长约885公里(550英里)。我们拥有M&N美国和M&N加拿大78%的股份。

东田纳西州的州际天然气输送系统的高峰日输送天然气能力为1.9 bcf/d，在田纳西州的两个地点穿过德克萨斯东部的系统，由田纳西州、佐治亚州、北卡罗来纳州和弗吉尼亚州的两条总长约2,449公里(1,522英里)的管道以及相关的压缩机站组成。东田纳西州在田纳西州有一个液化天然气储存设施，还连接到弗吉尼亚州的索特维尔储存设施。

山谷穿越是一个大约285公里(177英里)的州内天然气输送系统，以及相关的压缩机站。管道基础设施位于德克萨斯州，为墨西哥国有公用事业公司Comisión Federal de Electric提供高达2.6 bcf/d的设计能力市场准入。

VECTOR是一条大约560公里(348英里)的管道，在芝加哥地区的伊利诺伊州乔利埃特和安大略省之间运行。VECTOR可以输送1.7bcf/d的天然气，其中4.55亿立方英尺/天(Mmcf/d)租赁给Nexus。我们拥有Vector60%的权益。

湾流是一个长约1199公里(745英里)的州际天然气输送系统，配有相关的压缩机站。湾流天然气的日峰值产能为1.4 bcf/d，来自密西西比州、阿拉巴马州、路易斯安那州和德克萨斯州，穿过墨西哥湾进入佛罗里达州中部和南部的市场。我们拥有湾流公司50%的权益。

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Sabal Trail是一条大约832公里(517英里)的州际管道，提供稳定的天然气运输。设施包括一条管道、支线和各种压缩机站。管道基础设施位于阿拉巴马州、佐治亚州和佛罗里达州，增加了约1.0bcf/d的能力，使陆上天然气供应得以访问。我们在Sabal Trail有50%的权益。

Nexus是一个长约414公里(257英里)的州际天然气输送系统，配有相关的压缩机站。Nexus将天然气从我们在俄亥俄州的德克萨斯东部系统输送到我们在密歇根州的VECTOR州际管道，高峰日容量为1.4 bcf/d。通过与VECTOR的互连，Nexus提供与Dawn Hub的连接，Dawn Hub是加拿大最大的综合地下存储设施，也是北美最大的地下存储设施之一，位于安大略省西南部，毗邻大多伦多地区。我们在Nexus中拥有50%的权益。

SESH是一个长约462公里(287英里)的州际天然气输送系统，配有相关的压缩机站。SESH从路易斯安那州东北部的Perryville Hub延伸出来，德克萨斯州东部、路易斯安那州北部和阿肯色州的页岩气产量以及常规产量通过六个主要互联网络到达。SESH延伸到阿拉巴马州，与14条主要的南北管道和3个高输送能力的储存设施互联，高峰日容量为1.1bcf/d天然气。我们在SESH有50%的权益。

传输和存储服务通常是根据确定的协议提供的，客户在管道和存储设施中保留容量。这些协议中的绝大多数规定了固定的预订费，每月支付，而不考虑管道上的实际运输量，外加一小部分可变费用，该部分是根据运输、注入或撤出的数量计算的，目的是收回可变成本。

还提供可中断传输和存储服务，客户可以使用容量(如果在请求时已存在)，并且收费通常高于长期合同费率。可中断收入取决于该服务的运输量或存储量以及相关费率。仓储业务还提供各种其他增值服务，包括天然气停车、出借和平衡服务，以满足客户的需求。

加拿大天然气输送

加拿大天然气传输公司由西海岸能源公司的S(西海岸)不列颠哥伦比亚省(BC)管道、联盟管道和其他小型中游天然气收集管道组成。它还包括位于加拿大卑诗省的Aitken Creek天然气储存设施，我们于2023年11月1日收购了该设施。

BC管道提供天然气输送服务，将加工后的天然气从主要位于卑诗省东北部的设施输送到卑诗省和美国太平洋西北部的市场。在不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省约2,950公里(1,833英里)的输送管道上，以及相关的主线压缩机站上，该项目的高峰日天然气产能为3.6bcf/d。BC管道由CER根据服务成本规定进行管理。

Alliance管道是一条约3,000公里(1,864英里)的综合高压天然气输送管道，拥有约860公里(534英里)的支线管道和相关基础设施。它将富含液体的天然气从卑诗省东北部、艾伯塔省西北部和北达科他州的巴肯地区输送到位于伊利诺伊州查纳洪的AUX Sable Liquid Products LP NGL提取和分馏工厂下游的Alliance Chicago天然气交换中心。该系统的峰值日处理能力为1.8bcf/d天然气。我们拥有联盟管道公司50%的股份。

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2023年12月13日，我们宣布Enbridge已达成最终协议，以31亿美元的价格将我们在Alliance Pipeline的50.0%权益和我们在AUX Sable的权益(包括AUX Sable Midstream LLC和AUX Sable Liquid Products L.P.的42.7%权益，以及AUX Sable Canada LP的50%权益)出售给Pembina Pipeline Corporation，其中包括约3亿美元的无追索权债务，取决于惯例的成交调整。预计将于2024年上半年关闭，条件是收到监管部门的批准并满足惯例的关闭条件。

加拿大天然气传输公司提供的大多数运输服务都是根据固定协议提供的，其中规定，无论管道上的实际运输量如何，每月支付的固定预订费，加上一个基于运输量的小可变部分，以收回可变成本。加拿大天然气传输公司还提供可中断传输服务，客户可以在请求时使用容量。这些服务下的付款是根据运输量计算的。

美国中游

US Midstream包括AUX Sable Liquid Products LP和AUX Sable Midstream LLC各42.7%的权益，以及AUX Sable Canada LP(统称为AUX Sable)50%的权益。AUX Sable Liquid Products LP拥有并运营一家NGL提取和分馏工厂，位于芝加哥郊外的伊利诺伊州查纳洪，靠近联盟管道的终点站。AUX Sable还拥有连接到Alliance Pipeline的设施，以促进 运送富含液体的天然气，供AuxSable工厂加工。这些设施包括北达科他州巴肯地区的Palermo空调厂和Prairie Rose管道，由AUX Sable Midstream US拥有和运营，以及AUX Sable Canada在不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的权益，组成Septimus管道。AUX Sable Canada还在艾伯塔省萨斯喀彻温堡拥有一家处理炼油厂/提升机尾气的设施。

截至2022年8月17日，US Midstream还包括DCP Midstream LP(DCP)13.2%的有效经济权益。在2022年8月17日之前，我们在DCP拥有28.3%的有效经济权益。DCP是一家拥有多元化资产组合的合资企业，从事天然气的收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售；生产、分馏、运输、储存和销售天然气；以及回收和销售凝析油。DCP拥有并运营着36家工厂和大约86,905公里(54,000英里)的天然气和天然气管道，业务遍及主要产区的9个州。

其他

其他主要由我们的离岸资产组成。Enbridge海上管道由12条天然气收集和FERC监管的传输管道和5条石油管道组成。这些管道位于墨西哥湾的四条主要走廊上，延伸到深水开发项目，包括近2,200公里(1,365英里)的水下管道和陆上设施，总容量约为6.6 bcf/d。

2023年，Enbridge收购了RNG基础设施公司Divert Inc.10%的股权，这为Enbridge提供了一个选项，可以在美国各地的RNG项目中投资高达13亿美元(10亿美元)的食物垃圾。

2024年1月2日，通过一家全资美国子公司，我们收购了前六家Morrow Renewables，运营位于德克萨斯州和阿肯色州的垃圾填埋气转化为RNG的生产设施。收购的资产符合并推进了我们的低碳战略。

竞争

我们的天然气输送和储存业务在天然气输送和储存方面与为我们的供应和市场领域提供服务的类似设施展开竞争。竞争的主要因素是地点、费率、服务条件、服务的灵活性和可靠性。

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我们业务中运输的天然气与我们的客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷、燃料油、核能和可再生能源。影响天然气需求的因素包括价格变化、天然气和其他形式能源的可获得性、商业活动水平、长期经济状况、保护、立法、政府监管、转换为替代燃料的能力、天气和其他因素。

竞争对手主要包括州际/省际和州内/省内管道或其附属公司，以及其他运输、收集、处理、加工和销售天然气或天然气的中游企业。由于管道通常是天然气陆上运输最有效的方式，我们天然气管道最重要的竞争对手是其他管道公司。

供求关系

我们的天然气输送资产构成了北美最大的天然气运输网络之一，推动了北美丰富的供应盆地和主要需求中心之间的连接。在过去十年中，我们的系统一直是供需市场转型不可或缺的一部分，我们预计随着能源格局的演变，我们将继续发挥作用。

过去十年，阿巴拉契亚和二叠纪盆地的天然气产量大幅增长。如今，这些地区的天然气总产量超过53bcf/d。技术改进和页岩气钻探增加增加了低成本天然气的供应。此外，北美对天然气基础设施的需求一直并将继续相应增加。通过对我们核心系统的一系列扩展和逆转，结合绿地项目和战略收购的执行，我们已经能够满足生产商和消费者的需求。我们的美国天然气传输系统最初设计用于将天然气从墨西哥湾沿岸输送到供应有限的东北部市场。我们的资产基础现在有能力在充分认购和高度利用的基础上，向东北部、东南部、中西部、墨西哥湾沿岸和液化天然气市场输送多样化的双向供应。

东北市场继续扮演着以供应受限为主的地区的角色，需求稳定。我们的美国天然气传输系统提供的双向能力使我们能够以高效的方式向我们的地区客户提供服务。由于阿巴拉契亚地区马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩的开发，该地区的天然气供应有所增加。

东南部市场与多个高流动性供应池相连，其中包括马塞卢斯和尤蒂卡页岩开发项目，根据类似公用事业的长期安排，通过我们的多个系统为不断增长的最终用户客户提供稳定的供应和稳定的定价。

通过我们的系统连接到阿巴拉契亚和加拿大西部供应，中西部市场可以进入非洲大陆成本最低的两个天然气产区。由于预计未来十年该地区的需求将保持稳定，因此保持这种联系仍将十分重要。在天然气继续取代燃煤发电的情况下，这个市场的供应灵活性对于维持流动性和价格稳定尤为关键。

墨西哥湾沿岸的需求增长是由液化天然气出口量的增加、正在进行的天然气密集型石化设施浪潮以及对墨西哥的额外管道出口推动的。预计到2040年，该地区这些市场的需求将增长约20bcf/d。随着供应和市场中心之间的关系发生变化，墨西哥湾沿岸市场一直是我们资产低成本产能的受益者。这种具有成本效益的能力很难获得或复制，为现有托运人和运输商提供了稳定的能力和利用率。随着管道和液化天然气出口继续增长，潮水市场准入和靠近墨西哥继续使该地区成为全球贸易平台。2023年，美国向液化天然气市场出口的天然气超过11.9bcf/d，主要来自墨西哥湾沿岸地区。

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加拿大西部也是寻求进入北美和全球高端市场的低成本供应来源。与太平洋西北部需求中心为数不多的重要联系之一是我们自己在该地区的系统，这些系统的利用率很高。大陆供应已转向天然气页岩业务，如加拿大西部的蒙特尼和杜维奈页岩。随着加拿大作为液化天然气出口国进入全球市场，这些行动将发挥不可或缺的作用。加拿大西部的产量预计将从2023年的18bcf/d增加到2040年的22bcf/d。这一增长将支持额外的4bcf/d液化天然气出口。这些供应转变塑造了我们的增长战略，并影响了下文第二部分讨论的资本支出中预期的项目的性质。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目。

根据最近发布的国际能源署的既定政策情景，到2050年，全球能源需求预计将增长约21%，这主要是由非经合组织国家的经济增长推动的。根据所述的政策情景，天然气将在满足这一能源需求方面发挥重要作用，作为世界上最重要的能源之一，天然气消费量预计将在此期间增长约11%。预计北美出口将在满足全球需求方面发挥重要作用，这突显了我们的资产仍能被托运人高度利用的能力，并突显了北美各地需要增量运输解决方案，以及进一步扩建出口设施以满足国际需求的必要性。

乌克兰持续的冲突对全球天然气市场的长期影响仍不确定。2022年，由于来自俄罗斯的供应减少，欧洲天然气价格大幅上涨。全球液化天然气市场做出了回应，液化天然气货物从亚洲市场转向欧洲，使欧洲能够在事实证明是温和的冬季满足高峰需求。进入2023-2024年冬季，欧洲的天然气储存量一直很强劲，到目前为止，温和的冬季气温帮助缓和了天然气价格。天然气价格的前景仍然有些不稳定，但通常预计会逐步正常化。

欧洲继续寻求低碳天然气供应，并加快了开发氢气作为天然气替代品的计划。全球氢气市场仍然相对不成熟，但随着美国通胀削减法案等激励措施的到位，大规模的氢气生产正变得越来越商业化，这导致了一个不断增长的出口市场。由于靠近低成本的天然气供应和合适的二氧化碳地质储存，美国墨西哥湾沿岸处于有利地位，可以成为向国际市场供应蓝氢的领先出口中心。鉴于这些快速变化的全球基本面，加上对低碳氢气日益增长的需求，我们相信我们有能力为托运人提供增值解决方案，并满足地区和国际需求。

近年来，对天然气开发的反对声音一直在增加，包括新的管道项目。这可能会对北美天然气市场的持续增长和有效连接供需的能力构成挑战。我们正在对加拿大和美国的天然气运输设施进行额外投资，以满足对地区基础设施的需求。第二部分讨论了开发和建设我们的商业担保增长项目的进展情况。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--增长项目--商业担保项目.

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RNG被视为传统天然气的一种可持续和更环保的替代品，传统天然气来自有机废物来源，如农业残留物、食物垃圾和其他有机废物材料。生产过程最常见的是对这些有机物质进行厌氧消化，产生主要由甲烷组成的沼气。与传统天然气不同，RNG被认为是碳中性甚至是碳负的，因为在燃烧过程中最终释放的二氧化碳会被有机物生长过程中捕获的碳所抵消。这一闭环循环有助于减少温室气体排放，并有助于解决气候变化问题。RNG可以无缝集成到现有的天然气基础设施中，为供暖、运输和发电提供多种能源。随着社会越来越重视可持续发展，可再生天然气有可能在向更清洁和更具弹性的能源未来的过渡中发挥重要作用。我们相信，随着全球对可持续能源解决方案的关注加剧，RNG有望实现增长。根据国际能源署最近发布的《既定政策情景》，到2050年，全球RNG消费量预计将以11%的复合年增长率增长。

气体的分配和储存

天然气配送和储存由我们的天然气公用事业业务组成，其核心是Enbridge Gas Inc.(Enbridge Gas)，为安大略省的住宅、商业和工业客户提供服务。该业务部门还包括在魁北克的天然气分销活动。

恩布里奇气体

Enbridge Gas是一家费率管制的天然气分销公用事业公司，提供储存和传输服务。Enbridge Gas的分销系统由存储和压缩资产提供支持，将天然气从当地供应点输送到客户，并为安大略省的住宅、商业和工业客户提供服务。

Enbridge Gas直接参与的天然气分销业务主要有三个相互关联的方面：分销、运输和储存。

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分布

Enbridge Gas的主要收入来源是向客户分销天然气。向住宅、小型商业和工业供热客户提供的服务主要是在一般服务的基础上提供的，没有具体的固定期限或固定价格合同。向较大的商业和工业客户提供的服务通常是以固定的或可中断的服务合同为基础的年度合同。根据一份确定的合同，Enbridge Gas有义务向客户输送最大日产量的天然气。根据可中断合同提供的服务类似于确定合同的服务，不同之处在于它允许Enbridge Gas的服务中断，主要是为了满足季节性或高峰需求。安大略省能源局(OEB)批准合同和一般服务的费率。该分配系统由大约151,000公里(93,827英里)长的管道组成，这些管道将天然气从当地供应点输送到客户。

客户可以在天然气供应方面进行选择。客户可以购买自己的天然气并将其输送到分配系统的上游，或直接进入Enbridge Gas的分配系统，或者，他们也可以选择系统供应选项，由客户从Enbridge Gas的供应组合中购买天然气。为了获得必要数量的天然气以满足其客户的需求，Enbridge Gas保持着多元化的天然气供应组合，在安大略省以交付为基础收购供应，并从北美各地的多个供应盆地获得供应。

交通运输

Enbridge Gas主要与TransCanada管道有限公司(TransCanada)、Vectorand Nexus签订公司运输服务合同，以满足其年度天然气供应需求。运输服务合同与任何特定的天然气供应来源没有直接联系。将运输合同与天然气供应分开，使Enbridge Gas能够灵活地获得自己的天然气供应，并满足其直接购买客户分配TransCanada产能的要求。Enbridge Gas预测其客户的天然气供应需求，包括相关的运输和储存需求。

除了承包运输服务外，Enbridge Gas还在其自己的黎明-帕克韦管道系统上提供稳定和可中断的运输服务。Enbridge Gas的输送系统由大约3,800公里(2,361英里)的高压管道和五个主线压缩机站组成，日需求峰值有效能力为7.6 bcf/d。Enbridge Gas的输送系统还将Tecumseh天然气储存设施和Dawn Hub(统称为Dawn)的广泛地下储气池网络连接到加拿大和美国的主要市场，并构成了将天然气从加拿大西部和美国供应盆地输送到加拿大中部和美国东北部市场的重要纽带。

随着安大略省附近地区的天然气供应持续增长，在黎明获得这些多样化供应并沿着黎明-帕克韦管道系统将其运输到安大略省、加拿大东部和美国东北部市场的需求不断增加。Enbridge Gas在2023年通过其分销和传输系统输送了2218 bcf天然气。Enbridge Gas的大量运输收入来自固定的年度需求收费，长期合同的平均期限约为17年，剩余的最长合同期限为17年。

存储

Enbridge Gas的业务具有高度季节性，因为市场对天然气的日常需求会随着天气的变化而波动，消费高峰出现在冬季的几个月。利用储存设施，Enbridge Gas可以在夏季非高峰时段以优惠条件运输天然气，供冬季供暖季节使用。这种做法使Enbridge Gas能够最大限度地减少每年从其供应盆地运输天然气的成本，有助于降低天然气供应的总体成本，并在向Enbridge Gas特许经营区域的天然气运输发生任何短期中断的情况下增加一种安全措施。

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Enbridge Gas位于安大略省西南部的存储设施位于安大略省西南部，位于枯竭气田的33个地下设施中的总工作容量约为284 bcf。曙光是加拿大最大的综合地下存储设施，也是北美最大的地下存储设施之一。Enbridge Gas可用于公用事业运营的总工作能力约为180bcf。Enbridge Gas还与第三方签订了21bcf存储容量的存储合同。

在天然气从加拿大西部和美国供应盆地运往加拿大中部和美国东北部市场的过程中，曙光为客户提供了一个重要的联系。黎明的配置为注射、取款和骑自行车提供了灵活性。客户可以在黎明购买坚固和可中断的存储服务。曙光为客户提供了广泛的市场选择和选择，可以轻松进入上下游市场。在2023年期间，黎明为大约200家交易对手提供了储存、平衡、天然气贷款、运输、交换和调峰服务等服务。

Enbridge Gas的大量储存收入来自固定的年度需求收费，长期合同的平均期限约为三年，剩余的最长合同期限为13年。

西班牙体育馆

我们全资拥有Gazifère Inc.(Gazifère)，这是一家天然气分销公司，为魁北克西部约45,000名客户提供服务。Gazifère由魁北克L监管机构监管。

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及其相关公司Wexpro和北卡罗来纳州公共服务公司，总收购价格为191亿美元(140亿美元)。如果收购完成，将创建北美最大的天然气公用事业平台，向多个监管司法管辖区的约700万客户提供超过9bcf/d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。

竞争

Enbridge Gas的分配系统由OEB监管，并在多个领域受到监管，包括费率。Enbridge Gas在其特许经营区域内通常不受第三方分销竞争的影响。

Enbridge Gas与其客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷和燃料油。影响天然气需求的因素包括天气、价格变化、天然气和其他形式能源的可获得性、商业活动水平、保护、包括联邦碳定价法在内的立法、政府法规、转换为替代燃料的能力和其他因素。

供求关系

我们预计，随着高峰日需求的潜在增长，北美对天然气的需求将在长期内稳定下来；然而，天然气市场存在风险，可能会挑战其增长前景。OEB最近就Enbridge Gas建立2024年基本费率的申请、净零碳政策、不断变化的客户对低碳燃料和更高效技术的偏好，以及北美越来越多的人反对天然气开发的决定，可能会降低市场有效配置资本连接供需的能力。我们密切监测这些因素，以便能够制定我们的业务战略，以适应客户偏好和公共政策要求的变化。

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OEB最近就Enbridge Gas建立2024年基本费率的申请做出的决定包括对收入范围的变化，在此范围内，可以为小容量客户连接收回成本。目前正在评估《牛津英语词典》最近的决定的影响。参考法规-政府法规-气体分配和储存以供进一步讨论。

Enbridge Gas继续专注于通过在所有市场提供各种需求侧管理计划和以更少的碳足迹采购供应来开展以减少天然气消耗为重点的活动，以促进节约和能源效率。除了我们现有的和拟议的RNG项目外，我们还在继续努力寻找其他低碳供应，如可靠来源的天然气和氢气。

在过去十年中，北美天然气供应格局的增长主要受到蒙特尼、二叠纪、马塞卢斯和尤蒂卡供应盆地非常规天然气资源开发的推动，导致年度大宗商品价格下降，季节性价差缩小。然而，在过去两年里，地缘政治动荡加剧，导致人们对欧洲和亚洲等地区的能源安全的担忧加剧。作为回应，支撑全球能源安全的关键供应来源之一是美国液化天然气，这导致了对北美供应的额外竞争。这些市场动态导致美国和加拿大许多天然气交易点的天然气价格更高、波动性更大。不受监管的储存价值主要由冬季和夏季天然气价格之间的价值差异决定。由于最近天然气价格的波动，储存价值有所上升。

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可再生能源发电

可再生能源发电主要包括风能和太阳能资产的投资，以及地热、余热回收和输电资产。在北美，资产主要位于艾伯塔省、安大略省和魁北克省，以及科罗拉多州、德克萨斯州、印第安纳州、俄亥俄州和西弗吉尼亚州。在欧洲，我们持有在英国、法国和德国沿海水域运营海上风电设施的股权，以及法国和英国几个在建和积极开发的海上风电项目的权益。

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综合可再生能源发电投资约为2,371兆瓦的净发电能力，主要包括大约：

•北美风电设施发电1,399兆瓦；

•526兆瓦，由欧洲海上风能设施产生；

•预计将由法国的FéCamp和Calvados Offshore Wind项目产生186兆瓦的电力，这两个项目目前都在建设中；

•6兆瓦，预计将由正在建设中的法国普罗旺斯大型浮式离岸风电项目产生；以及

•由北美运营中的太阳能设施产生198兆瓦的电力，另外30兆瓦的项目正在建设中和在建中。

这些设施生产的电力绝大多数是以长期购买力平价协议出售的。

可再生能源发电还包括我们在东西联络线中24.1%的权益，这是一条位于安大略省西北部的450兆瓦输电线路，于2022年3月投入运营。

合资企业/股权投资

我们在加拿大风能和太阳能资产以及我们在美国的两项可再生资产的大部分投资都在一家合资企业中持有，我们在该合资企业中拥有51%的权益，并由我们管理和运营。我们在美国的一个太阳能项目由一家单独的合资企业持有，我们持有该合资企业50%的股份。

我们还通过以下合资企业在欧洲海上风电设施中拥有权益：

•拥有位于英国的Rampion Offshore Wind公司24.9%的权益；

•在位于德国的Hohe See和Albatros Offshore Wind拥有49.9%的权益；

•在位于法国的圣纳泽尔离岸风能项目中拥有25.5%的权益；

•在法国建设中的普罗旺斯格兰德大型浮式离岸风力发电项目中拥有25%的权益；

•在法国在建的FéCamp离岸风能项目拥有17.9%的权益；以及

•在法国在建的Calvados海上风能项目持有21.7%的权益。

竞争

可再生能源发电在北美和欧洲电力市场运营，这两个市场在其运营的司法管辖区受到竞争和电力供需基本面的制约。大部分收入是根据长期购买力平价产生的(或已进行了大量对冲)。因此，在适用的合同期限内，因供需失衡或竞争设施的行动而引起的电价波动不会对财务业绩产生重大影响。然而，可再生能源行业包括大型公用事业公司、小型独立发电商和私募股权投资者，预计它们将积极争夺新的项目开发机会，并在合同到期时争夺供应客户的权利。

为了在竞争加剧的环境中发展，我们从战略上寻找机会，与成熟的可再生能源开发商和金融合作伙伴合作，并以符合我们低风险商业模式的商业建筑为目标。此外，我们在完成和交付大型基础设施项目方面拥有专业知识。

供求关系

北美和欧洲的可再生能源发电量预计将在未来20年大幅增长，因为为了支持政府宣布的碳减排目标，以化石燃料为基础的老式发电来源将被取代。政府为减少排放和/或增加电气化而采取的任何额外行动，都将进一步加速所有部门的可再生电力需求增长和电气化。

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在需求方面，北美较长期的经济增长，以及住宅、交通和工业部门继续电气化和向低碳战略过渡，预计将推动电力需求的增长。此外，利益攸关方对自愿温室气体减排目标的期望越来越高，这推动了企业电力终端用户对清洁电力和环境属性的巨大需求。然而，预计能效的持续提高将降低经济的能源密集度，并缓和整体需求增长。

在北美的供应方面，立法正在加速淘汰老化的燃煤发电，而传统核电的发电量预计也将下降。因此，北美需要大量采用首选技术的新发电能力。燃气和可再生能源设施，包括太阳能和风能(占我们可再生能源电能实业的大部分)，由于其碳强度较低，通常是取代燃煤发电的首选能源。各国政府还提出了税收优惠措施，以支持低排放和可再生能源发电资源的开发。随着可再生能源在某些州和省份的电网中所占份额越来越大，各国政府还提出了针对天然气和电池发展的税收优惠措施，以帮助巩固电网的可变发电能力。

风能和太阳能的资本和运营成本不断下降，再加上它们不断提高的产能因素，预计将继续保持使可再生能源更具竞争力的持续趋势，并支持长期投资，而不考虑政府现有的激励措施。北美的可再生能源发电量预计将在未来20年翻一番。除了建设新的风能和太阳能设施外，其他增长机会还包括重新启动项目，以增加现有设施的产量，并延长其项目寿命。

在欧洲，可再生能源前景看好。在交通和建筑电气化的推动下，以及减少对俄罗斯天然气的依赖的愿望的推动下，电力需求预计将在未来20年逐步增加。能源效率的提高预计将缓和但不会消除需求增长。可再生能源预计将在欧洲实现其积极的低碳和可再生能源目标的能力方面发挥重要作用。

在供应方面，国际能源署预计，到2040年，煤炭将比2020年的水平下降90%以上，而核能预计将下降三分之一。在同一时期，它预计可再生能源的发电量将增加一倍以上，其中风能装机容量(陆上和海上)增加一倍以上，光伏太阳能发电量增加近两倍。我们通过我们的欧洲合资企业，继续在英国、法国和德国投资海上风电项目，并探索机会以满足日益增长的需求。

能源服务

加拿大和美国的能源服务业务为北美炼油商、生产商和其他客户提供实物商品营销和物流服务。

能源服务主要专注于为整个价值链的客户提供服务，并在机会出现时从质量、时间和位置价格差异中获取价值。为了执行这些战略，能源服务公司使用合同管道、存储、轨道车和卡车运力协议的组合，在Enbridge拥有的和第三方资产上运输和存储。

从2024年1月1日起，为了更好地协调首席运营决策者审查运营部门的经营业绩和资源分配的方式，我们将加拿大和美国的原油业务从能源服务部门转移到液体管道部门。能源服务部门将不复存在，其余业务将在抵销和其他部门报告。

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竞争

能源服务公司的收益主要来自套利机会，从本质上讲，这些机会可以被竞争对手复制。进入类似套利策略的市场参与者增加，可能会对我们的收益产生影响。降低竞争风险的努力包括通过在北美大多数主要枢纽进行交易，以及与客户和管道建立长期关系，使营销业务多样化。

淘汰和其他

抵销和其他包括没有分配给业务部门的运营和行政成本、外汇对冲结算的影响以及我们全资拥有的专属自保保险子公司的活动。我们专属自保保险子公司的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。抵销和其他还包括新的业务开发活动和公司投资。

监管

政府监管

管道监管

我们的液体管道、天然气输送和中游资产受到政府和适用监管机构授权的众多运营规则和法规的约束，违反这些规则和法规可能会导致罚款、处罚、运营限制以及运营和合规成本的总体增加。

在美国，我们的州际管道运营受管道和危险材料安全管理局(PHMSA)管理的管道安全法律和法规的约束，PHMSA是美国运输部(DOT)的一个机构。这些法律和法规要求我们在设计、建造、维护和运营我们的州际管道时遵守一系列重要的要求。这些法律和法规除其他外，包括要求监测和维护我们的管道的完整性，并在允许的压力下运行这些管道。

PHMSA继续审查现有条例，并制定新的条例，以支持旨在改进业务诚信管理程序的安全标准。在这种日益严格的监管环境中，管道故障或不遵守适用法规可能会导致PHMSA授权的允许操作压力降低，这将减少我们管道的可用容量。如果这些风险中的任何一个成为现实，它可能会对我们的运营、资本支出、收益、现金流、财务状况和竞争优势产生不利影响。

我们在美国州际天然气设施上制定运输和储气费的能力受到FERC的监管，FERC的裁决和政策可能会对收回这些管道和储存资产的全部运营成本的能力产生不利影响，包括合理的回报率。FERC的监管或行政行动，如费率诉讼、新设施建设认证申请以及折旧和摊销政策，都会影响我们的业务，包括降低关税和收入，增加我们的业务成本。

在加拿大，我们的管道受CER或省级监管机构管理的安全法规的约束。适用的法律和法规要求我们在管道的设计、建造、维护和运营方面遵守一套重要的要求。除其他义务外，这一监管框架对监测和维护我们管道的完整性提出了要求。

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与美国一样，加拿大在过去几年里颁布了旨在加强管道安全的法律和法规。这些变化表明，更加注重实施管理制度，以解决应急管理、诚信管理、安全、安保和环境保护等关键领域。CER有权对不遵守其管理的监管制度的行为处以行政罚款，并有权对未来的废弃和重大管道泄漏施加财务要求。

管道安全和可靠性的一个关键组成部分是使用可靠性目标和安全案例评估的完整性管理方法。广泛的在线检测的长期历史为我们的管道系统中的资产提供了详细的知识。我们的管道以积极主动的方式进行评估和维护，以确保达到可靠性目标。此外，诚信管理方案有一个独立的步骤来检查诚信评估的结果，以验证方案的有效性，并确保在整个诚信检查和评估周期中，操作风险保持在合理可行的低水平。随着检测技术、管道材料和施工实践与时俱进，以及关于威胁和管道状况的新数据的收集，我们保持服务适宜性的方法不断发展，重点放在完整性管理的每个方面的持续改进上。

我们的管道还面临经济监管风险。广义上，经济监管风险是指政府或监管机构拒绝或修订拟议的商业安排、申请或政策，未来和当前的运营依赖于这些安排、申请或政策的风险。我们的管道在关税和通行费方面受到包括CER和FERC在内的各种监管机构的行动。法院或监管机构拒绝或修订要求批准新的关税结构或拟议的商业安排的申请，以及改变对现有法规的解释，可能会对我们的收入和收益产生不利影响。

天然气的分配和储存

我们的天然气配送和储气设施运营受到OB和魁北克L能源管理局等机构的监管。在监管机构未来的行动与当前预期不同的范围内，综合财务状况表中记录的金额的收回或退款的时间和金额，或在没有监管影响的情况下本应记录在综合财务状况表中的金额，可能与最终收回或退还的金额不同。

Enbridge Gas的分销费率是根据使用价格上限机制的五年激励监管(IR)框架设定的，该机制于2023年12月31日结束。价格上限机制通过以通货膨胀减去0.3%的生产率系数的年度基本利率递增来确定每年的新费率，此外还规定每年更新某些将转嫁给客户的成本，并在适用的情况下，规定在可通过基本利率提供资金的基础上收回重大的离散增量资本投资。投资者关系框架包括继续和建立某些递延和差异账户，以及收益分享机制，该机制要求Enbridge Gas与客户平等分享任何超过每年OEB批准的股本回报率(ROE)150个基点的收益。

2022年10月，Enbridge Gas向OEB提交了申请，要求建立2024至2028年的IR费率设置框架。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)，并建立用于IR剩余期限的价格上限费率设定机制(第二阶段)。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)。

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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：

•增加2022年及之前的费率基数；

•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。

2023年12月21日，新奥理事会发布了关于第一阶段(第一阶段决定)的决定和命令。该决定涉及三个主要领域：能源过渡、Enbridge天然气分销公司和联合天然气有限公司的合并和协调问题，以及其他问题。第一阶段的决定包括以下主要结论或命令：

•能源过渡风险要求Enbridge Gas进行风险评估，以考虑三个方面的进一步风险缓解措施：系统接入和扩展资本支出、系统更新资本支出和折旧政策；

•我们的2024年资本计划必须减少2.5亿美元，重点是监测、维修和延长我们的资产寿命，还必须支出5000万美元的资本化间接间接管理成本，在IR期限内上升到每年2.5亿美元，并对每年的收入进行抵消性调整；

•从2025年1月1日起，所有希望连接到天然气的新小容量客户都将支付全额连接费用作为预付费用，而不是通过一段时间的费率；

•核准统一折旧方法，以降低所寻求的折旧水平和调整后的资产寿命，包括延长某些资产类别的使用寿命；

•股权厚度从36%增加到38%，从2024年起生效；以及

•2024年1月1日将是2024年费率的生效日期。

和解建议和第一阶段决定中涉及的问题导致以下项目不被批准用于未来的恢复，以及随后在截至2023年12月31日的年度确认的减值：

•从4100万美元的2024年税率基数中扣除一部分未折旧资本项目；

•从2024年8400万美元的税率基数中剔除的未折旧整合资本成本；以及

•2017年前联合天然气有限公司与养老金相关的余额为1.56亿美元。

Enbridge Gas于2024年1月22日向安大略省分区法院提交了一份上诉通知，涉及第一阶段裁决的四个方面：小批量客户收入范围、2024年资本计划削减、延长某些资产类别的使用寿命和股权厚度。2024年1月29日，Enbridge Gas还向OEB提交了一份动议通知，要求OEB审查和更改第一阶段决定的五个方面：小批量客户收入范围、2024年资本计划削减、整合资本、折旧和股权厚度。这些诉讼的结果是不确定的。

第一阶段的决定导致临时费率、等待程序的第二和第三阶段、上诉通知的解决、动议通知以及安大略省政府可能采取的任何可能的立法步骤，安大略省能源部长将于2023年12月22日发布新闻稿。第二阶段将建立和确定重定基期剩余时间的奖励率机制，以及天然气成本和不受监管的储存成本分配。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。

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Enbridge Gas继续开发机会，以支持安大略省的低碳未来。2021年，我们获得了OEB对综合资源规划(IRP)框架的批准，并将该框架纳入我们的规划实践。该框架要求Enbridge Gas考虑设施和非管道需求和/或供应方替代方案(IRP替代方案)，以满足其受监管运营的系统需求，其中某些参数已得到满足。该框架还允许Enbridge Gas在考虑可靠性和安全性、成本效益、公共政策、优化范围和风险管理的情况下，寻求符合Enbridge Gas及其客户最佳利益的IRP替代方案(或IRP替代方案和设施替代方案的组合)。

2023年7月19日，Enbridge Gas提交了一份申请，寻求批准与两个IRP试点项目相关的成本后果。这些项目的目的是在选定的社区实施需求方IRP替代方案，包括提高目标能效和住宅需求响应方案，与供应方IRP替代方案相结合，以缓解已确定的系统限制和相关设施项目。试点项目的目的是学习选定的IRP备选方案的表现，包括可在今后的IRP备选计划设计中加以利用的可伸缩性潜力。预计OEB将在2024年做出决定。

可再生能源发电

可再生能源发电受到各国政府和相关监管机构规定的众多运营规则和条例的约束，违反这些规则和条例可能会导致罚款、处罚、运营限制以及运营和合规成本的总体增加。

北美电力可靠性委员会(NERC)是一个国际监管机构，负责建立和执行可靠性标准，以降低加拿大、美国和墨西哥电网的可靠性和安全性风险。它受到美国FERC和加拿大省政府的监督。FERC对美国的许多市场拥有权力，其任务是确保电力、天然气和石油的安全、可靠和可靠的州际传输。这包括建立可靠性标准和确定输电发展和接入的某些定价方面等。NERC和FERC标准和定价决定也会不时更新，可能会影响我们的运营、资本支出、收益和现金流，尽管其中一些影响可能对我们的业务是积极的。

在美国联邦一级，我们的可再生能源发电资产受美国鱼类和野生动物管理局监督的立法制约，该立法旨在减少开发和人类活动对野生动物的影响，以及其他联邦环境许可立法。这些联邦环境法可能会不时发生变化，这可能要求Enbridge获得新的许可、更新做法或修改运营和运营支出。

在加拿大，联邦政府一般不监管电力部门，尽管它通过基于产出的定价系统(OBPS)对其他部门施加了联邦碳价格，并提出了一项清洁电力监管(CE法规)，要求加拿大电网到2035年达到净零。《行政长官条例》预计将于2024年生效。

政策变化也可能为现有资产和新的发展提供新的机会。美国在2022年末通过了《通胀降低法案》，该法案为可再生能源发电、电池储存项目以及相关制造业供应链设立了长期生产和投资税收抵免。同样，加拿大已经准备了一项立法，将为可再生能源发电和电池存储项目建立具有竞争力的税收抵免，预计将于2024年初获得通过。这些税收计划的变化可能会影响发展计划。

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可再生能源发电还受到省级和州政府关于电网能源组合、电网排放水平的监管，以及与应急运营、极端天气准备和市场参与等相关的市场监管。这些法规可能会不时发生变化，这可能会影响Enbridge的运营，并增加参与地区电力市场的成本。2023年，德克萨斯州引入了更严格的要求，要求新的风能和太阳能项目必须与电池或其他固定电力供应配对，并/或对可变发电提供的电网电力的百分比设置上限。其他州和省级政府也在考虑类似的立法。

我们在法国和德国的可再生发电资产都有联邦政策，并受欧盟(EU)制定和执行的指令和法规的约束。其中包括可再生能源指令、欧洲绿色交易，以及正在进行的融资机制和输电指令和计划方面的工作。欧盟还负责制定环境保护规则和许可标准。2022年，欧盟成员国推出了非常和临时性的措施，以应对能源价格居高不下的问题，包括设定上限和减少需求的目标。由于德国和法国的PPA最低价格仍然适用，因此对我们的PPA价格没有负面影响。现有的联邦政策和法规可能会不时发生变化，这可能会影响我们的运营和相关支出；然而，欧盟的总体方向是促进更多的可再生能源整合到其电网中。

英国(英国)政府负责为整个英国制定可再生能源和碳定价政策，以及长期电力部门规划和采购机制，以及在国家层面(例如英国境内的英格兰、苏格兰)管理的拍卖的结构。英国境内的每个国家还负责建立自己的环境和许可法规。在英国脱欧后，这一过程仍在继续，在某些情况下，继续导致商业电价更加波动；然而，扩大与欧洲的互联网络和旨在增加国内可再生能源能力的政策正在进行中。各国政府已实施临时价格管制，从2023年1月1日起生效，以应对能源价格的大幅上涨。商家风险敞口对我们在英国的可再生能源资产的影响受到英国政府支持的固定收入支付的限制。

能源服务

能源服务由政府当局在商品交易、进出口合规和商品运输领域进行监管。不遵守管理规则和规定可能会导致罚款、处罚和运营限制。这些后果将对运营、收益、现金流、财务状况和竞争优势产生不利影响。能源服务保留了敬业的专业员工，并拥有强大的监管合规计划(包括有针对性的培训)，以缓解与业务相关的这些潜在风险。

在美国，大宗商品营销受到美国商品期货交易委员会、联邦能源监管委员会、美国证券交易委员会、联邦贸易委员会、多家大宗商品交易所、美国司法部和州监管机构的监管。省和地区证券监管机构同样管理加拿大境内的商品销售，是加拿大证券管理人的成员。这些不同的监管机构执行的内容包括禁止市场操纵、欺诈和破坏性交易。

对电力批发销售的监管也受到FERC的监管，FERC授权Energy Services以基于市场的价格出售电力。

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艾伯塔省的天然气出口受到艾伯塔省能源监管机构的监管。加拿大和美国之间的商品进出口受到CER和美国能源部以及海关当局的监管。特别是，需要进出口许可证，以及相关的定期报告要求。违反进出口规则和许可证可能导致无法进行日常运营，并可能对企业的收益产生负面影响。

用有轨电车或卡车运输原油和天然气液体受美国交通部、加拿大交通部和省级法规的监管。每个司法管辖区都要求遵守与商品地面运输相关的安全、安全、应急管理和环境法律法规。与原油或天然气液体运输相关的风险包括计划外泄漏。在释放的情况下，需要对受影响的区域进行补救。能源服务公司聘请了第三方，如加拿大紧急响应援助机构、化学品运输应急中心和加拿大运输应急中心，协助此类补救工作。

环境监管

管道监管

我们的液体管道、天然气输送和中游资产受到众多联邦、州和省环境法律法规的约束，这些法规影响到我们目前和未来运营的许多方面，包括空气排放、水质、水排放和废物。这些法律法规通常要求我们获得并遵守各种各样的环境许可证、许可证和其他批准。

特别是在美国，遵守《清洁空气法》的主要监管计划可能会导致我们产生巨额资本支出，以获得许可、评估我们运营的非现场影响、安装污染控制设备，以及以其他方式确保合规。我们所在州的一些设备受到建立新的氮氧化物排放限制的好邻居规则的影响。此外，关于环境正义的法规正在演变，这可能会影响Enbridge的设施。我们每个设施的这些合规义务的确切性质尚未最终确定，可能部分取决于未来的监管变化。此外，与历史水平相比，遵守新的和新兴的环境监管计划可能会显著增加我们的运营成本。

在美国，联邦、州和地区各级的气候变化行动正在演变。根据联邦法规，我们目前有义务报告我们最大的排放设施的温室气体排放量。2023年12月2日，美国环境保护局(EPA)发布了一项最终规定，将新建和现有原油和天然气设施的甲烷排放量降至最低，并随后对超标排放收取费用。现任美国总统政府一直在实施旨在应对气候变化和减少温室气体排放的政策。此外，一些州已经加入了地区性温室气体倡议，一些州正在制定自己的计划，要求减少温室气体排放。公共利益团体和监管机构越来越重视与天然气开发和传输相关的甲烷排放，将其作为温室气体排放的一个来源。根据测量、报告和缓解温室气体排放的拟议变化，预计我们行业的企业维护和报告合规的成本将大幅增加。

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加拿大采取了一种泛加拿大的方法来定价碳排放，以促进所有经济部门的温室气体排放减少。这一方法于2016年采用，既需要碳的消费者价格，也需要基于强度的工业体系，以解决竞争力和碳泄漏问题。各省和地区可以实施他们自己的碳定价系统，只要它符合联邦基准(如果他们不能做到这一点，联邦系统将强加给他们)。2022年3月，加拿大发布了建立在泛加框架和净零排放责任法案基础上的2030年减排计划(ERP)，并详细阐述了加拿大实现国内气候目标的路线图，即到2030年温室气体排放量减少40%-45%，到2050年实现净零排放。ERP详细说明了加拿大将制定的补充政策和计划，以使其能够实现其国内气候目标。从2023年1月1日起，联邦碳价格从每吨二氧化碳当量(TCO2e)50美元提高到65美元。这将每年增加15美元/吨，并在2030年升至170美元/tCO2。

天然气的分配和储存

我们的天然气分配和储存作业、设施和工人受到市、省和联邦立法的约束，这些立法规定了对环境的保护以及工人的健康和安全。环境立法主要包括对泄漏和向空气、土地和水排放的管制；危险废物管理；对过剩土壤和污染场地的评估和管理；保护环境敏感地区、濒危物种及其栖息地；以及报告和减少温室气体排放。

与任何工业操作一样，气体分配系统的运行存在异常或紧急情况或其他计划外事件的潜在风险，这些事件可能导致泄漏或排放超过许可水平。这些事件可能导致工人或公众受伤、对环境造成不利影响、财产损失和/或违反监管规定，包括命令和罚款。我们还可能在未来承担与过去和现在的现场活动相关的土壤和地下水污染的责任。

除了天然气分销，我们还在安大略省西南部经营天然气储存设施和少量石油和盐水生产。与这些设施相关的环境风险有可能发生计划外泄漏。在释放的情况下，需要对受影响的区域进行补救。根据环境立法，还可能出现罚款和命令，以及任何受影响的土地所有者可能提出的第三方责任索赔。

天然气分配系统和我们的其他业务必须保持环境审批和监管机构的许可才能运营。因此，这些资产和设施要接受定期检查和/或审计。按照要求向我们的监管机构提交报告，以证明我们符合我们的环境要求。未能保持监管合规可能会导致运营中断、罚款和/或要求额外的污染控制技术或环境缓解措施。

随着环境法规的不断演变和变得更加严格，维持合规的成本和获得批准所需的时间不断增加。最近的一个例子包括实施新的超额土壤管理要求(安大略省第406/19号条例)，这导致了土壤管理成本和工作量的增加。

与往年一样，我们在2023年向加拿大环境和气候变化部、安大略省环境、保护和公园部以及一些自愿报告计划报告了运营中的温室气体排放，包括固定燃烧、燃烧、排放和逃逸源的排放。根据省级温室气体条例，与储存和传输作业有关的固定燃烧和燃烧排放由第三方认可的核查人员进行了详细核实，没有发现重大差异。

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Enbridge Gas利用排放数据管理流程和系统来帮助满足数据捕获以及强制性和自愿性报告需求。我们的系统会根据需要更新量化方法和排放系数。Enbridge Gas继续与行业协会合作，完善量化方法和排放系数，以及最佳管理实践，以最大限度地减少排放。

2018年10月，联邦政府确认安大略省受联邦政府碳定价计划的约束，该计划也被称为联邦碳定价后盾计划。该计划由两部分组成：对包括天然气在内的化石燃料征收碳费用，以及OBPS。该计划全部或部分适用于提出要求的任何省或地区，或者在2019年1月1日之前没有相应的碳定价系统的任何省或地区。

联邦碳排放费于2019年4月1日生效，费率为3.91美分/立方米天然气，适用于大多数客户。Enbridge Gas在加拿大税务局注册为天然气分销商，每月汇出联邦碳费。每年4月1日，这项收费都会增加，2023年升至12.39美分/立方米。联邦政府在2021年7月确认，从2023年开始，联邦碳价格将每年上涨15美元/吨，到2030年将升至170美元/tCO2e。这将相当于2030年联邦碳排放费用为32.40美分/立方米。

2020年9月，安大略省和联邦政府宣布，联邦政府已接受安大略省的排放性能标准(EPS)将取代联邦OBPS用于工业设施。2021年3月，联邦政府宣布，联邦OBPS将于2021年底在安大略省退出，安大略省将从2022年1月1日起过渡到EPS。2021年9月，修订了《温室气体污染定价法案》，取消了安大略省作为覆盖省份的地位，使每股收益能够在2022年1月1日生效。自2022年1月1日起，Enbridge Gas从联邦OBPS过渡到省EPS。Enbridge Gas在安大略省环境、保护和公园部注册为EPS下的有盖设施，并对其与设施相关的固定燃烧和与其传输和储存操作相关的燃烧和燃烧排放负有年度合规义务。Enbridge Gas必须每年为超过其年度总排放限额的部分支付费用。付款应在合规期后的第二年到期，因此，Enbridge Gas于2023年11月汇出了2022年每股收益合规义务的付款。Enbridge Gas将在2024年汇出2023年每股收益合规义务的款项。

Enbridge Gas每年通过联邦碳定价计划申请批准Enbridge Gas Distribution Inc.和Union Gas Limited费率区自每年4月1日起的公平合理费率，以收回与联邦碳收费和每股收益法规相关的成本，作为传递给客户的费用。

可再生能源发电

2023年夏天，加拿大联邦政府提出了其CE法规草案，该草案将限制加拿大电网发电资源的排放。CE法规将把发电源的排放量限制在每兆瓦时tCO2e或接近于零。目前正在与各省谈判《行政长官条例》的细节和相关遵守情况，其中至少有一个省份已采取步骤，正式抵制通过《行政长官条例》。联邦政府预计将于2024年通过CE条例，该条例将按草案在2035年开始适用于项目。

同样，美国环保局为公用事业公司引入了排放上限，到2035年将适用于某些煤炭和天然气发电设施。这些上限将需要适用的设施来捕获部分碳排放和/或使用氢气共同燃烧。

Enbridge的可再生发电资源基本上是无排放的。

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人力资本资源

劳动力规模和构成

截至2023年12月31日，我们在北美业务中约有11,500名正式员工，其中包括约1,500名加入工会的员工。如果包括临时员工和承包商，这一总数将上升到略高于13,400人。我们强烈倾向于直接雇佣关系，但在我们集体讨价还价的地方--对于员工，我们与我们的工会有着成熟的工作关系，各方传统上致力于在不停工的情况下达成续签协议。

安全

我们相信所有的伤害、事故和职业病都是可以预防的。我们对员工和承包商安全的总体关注，继续带来与行业基准相比的强劲表现，我们正在积极参与持续改进工作，以追求我们的零事故目标。

多样性、公平和包容性

2020年，我们宣布了Enbridge的ESG目标-包括增加妇女、代表性不足的民族和种族群体(包括土著人民)、残疾人和退伍军人的代表性，以确保我们的劳动力反映我们开展业务的社区。在执行我们的ESG战略时，我们继续跟踪2023年实现这些代表性目标的进展情况。与我们的文化一致，我们继续致力于与我们的目标相关的开放的双向对话，提高所有利益攸关方的透明度和问责制。

多样性代表目标

生产力与发展

我们不断投资于员工的个人和职业发展和生产力，因为我们认识到他们的成功就是我们的成功。员工可以使用领先的生产力工具和技术，并可以通过各种渠道选择一系列发展和增长机会，这鼓励员工培养核心和新兴业务线以及更广泛的能源转型所需的新技能。

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行政人员

下表列出了截至2024年2月9日我们执行干事的信息：

名字			年龄			职位
格雷戈里·L·伊贝尔			59			总裁&首席执行官
帕特里克·R·默里			49			常务副总裁总裁兼首席财务官
科林·K·格鲁丁格			54			液体管道部常务副主任总裁总裁
辛西娅·L·汉森			59			总裁、总裁常务副主任，输气与中游
米歇尔·E·哈雷登斯			55			燃气配储部常务副经理总裁、总裁
马修·A·阿克曼			56			执行副总裁总裁，企业战略；总裁，威力
雷金纳德·D·赫奇贝思			56			对外事务执行副总裁兼首席法务官
马克西米利安·G陈			45			高级副总裁兼企业发展官
劳拉·萨亚维德拉			56			安全、项目和首席行政官高级副总裁

Gregory L. Ebel于2023年1月1日被任命为总裁兼首席执行官（CEO）。Ebel先生也是Enbridge董事会成员。Ebel先生在2017年Enbridge和Spectra Energy Corp（Spectra Energy）合并后担任Enbridge董事会主席，直至2023年1月1日。在此之前，他曾于2009年至2017年2月27日担任Spectra Energy的董事长、总裁兼首席执行官。在此之前，Ebel先生还从2007年开始担任Spectra Energy的集团执行官和首席财务官，从2005年到2007年担任Union Gas Limited的总裁，从2002年到2005年担任Duke Energy Corporation的投资者和股东关系副总裁。

帕特里克河Murray于2023年7月1日被任命为执行副总裁兼首席财务官（CFO）。Murray先生负责监督Enbridge的所有财务事务，包括投资者关系、财务报告、财务规划、财务、税务、保险、风险和审计管理职能。他还领导Enbridge的技术和信息服务团队。在担任现职之前，Murray先生于2020年6月至2023年6月担任Enbridge的高级副总裁兼首席会计官，于2019年6月至2020年5月担任财务规划与分析副总裁兼财务总监，并于2017年2月至2019年6月担任财务规划与分析副总裁。Murray先生于25年前加入Enbridge，在此期间曾在内部审计、企业会计、投资者关系、财务和企业发展方面担任过各种职务。

科林·K Gruending于2021年10月1日被任命为执行副总裁兼液体管道总裁。Gruending先生负责Enbridge液体管道业务的整体领导和运营。在此之前，他曾于2019年6月至2021年10月担任我们的执行副总裁兼首席财务官;于2018年5月至2019年6月担任公司发展和投资审查高级副总裁;于2017年2月至2018年5月担任公司发展和投资审查副总裁。

辛西娅湖Hansen于2022年3月1日被任命为执行副总裁兼天然气输送和中游总裁。Hansen女士负责Enbridge在北美的天然气管道和中游业务的整体领导和运营。此前，她曾于2019年6月至2022年3月担任我们的执行副总裁，负责天然气分销和储存，并于2017年2月至2019年6月担任公用事业和电力运营执行副总裁。Hansen女士也是Enbridge资产和工作管理转型的执行发起人，与其他业务部门领导合作。

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Michele E. Harradence于2023年3月5日被任命为执行副总裁兼天然气分销和储存总裁。她负责总部位于安大略省的Enbridge Gas以及服务于魁北克加蒂诺地区的Gazifère的整体领导和运营。在担任现职之前，Harradence女士于2022年3月至2023年3月担任天然气分销和储存高级副总裁兼总裁。在此之前，她于2019年6月至2022年3月担任Enbridge天然气输送和中游业务部门的高级副总裁兼首席运营官，并于2017年2月至2019年6月担任天然气输送和中游业务高级副总裁。

Matthew A. Akman于2023年3月5日被任命为执行副总裁，企业战略兼Power总裁。Akman先生负责Enbridge电力业务的整体领导和运营，并领导我们的新能源技术和企业战略工作。在担任现职之前，Akman先生于2023年1月至2023年3月担任Power公司企业战略高级副总裁兼总裁。在此之前，彼于2021年10月至2022年12月担任战略、电力及新能源技术高级副总裁，并于2019年6月至2021年10月担任战略及电力高级副总裁。Akman先生于2016年初加入Enbridge，担任公司战略主管，此前还负责公司发展和投资者关系。

雷金纳德·D Hedgebeth于2024年1月1日被任命为执行副总裁，对外事务和首席法律官。Hedgebeth先生领导我们整个组织的法律、公共事务、沟通与可持续发展、企业安全和航空团队。在加入Enbridge之前，Hedgebeth先生于2021年1月至2023年6月担任Capital Group的首席法律官，于2017年4月至2020年12月担任Marathon Oil Corporation的执行副总裁、总法律顾问兼首席行政官，并于2017年与Enbridge合并之前担任Spectra Energy的总法律顾问、公司秘书兼首席道德和合规官。

马克西米利安·G陈先生于二零二二年三月一日获委任为高级副总裁兼企业发展总监。他后来于2023年5月8日被任命为行政领导团队成员。陈先生负责监督合并及收购、资本分配、投资审查、整合及企业增长目标。在担任现职之前，陈先生于2020年2月至2022年3月期间担任Enbridge的副总裁（财资）兼企业风险主管，并于2018年7月至2020年2月期间担任财资副总裁。

劳拉·J·萨亚维德拉于2024年1月1日被任命为高级副总裁，负责安全、项目和首席行政官。Sayavedra女士负责监督我们的安全、资本项目执行、人力资源、房地产和供应链管理职能。在担任目前的职务之前，Sayavedra女士在2022年3月至2023年12月期间担任安全与可靠性、项目和统一的高级副总裁。在此之前，她在Enbridge领导财务转型，在2017年与Enbridge合并之前，她也是Spectra Energy的副总裁兼财务主管，以及Spectra Energy Partners LP的首席财务官。她曾担任过各种财务、战略和业务发展的行政领导职务。

附加信息

有关我们的更多信息，请访问我们的网站www.enbridge ge.com、SEDAR+www.sedarplus.ca和Edga网站www.sec.gov。上述信息是根据法律要求提供的，除非另有特别说明，否则不会以引用的方式纳入本10-K表格年度报告。在我们以电子方式将材料存档或提供给美国证券交易委员会后，我们在合理可行的范围内尽快通过我们的网站免费提供Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告和Form 8-K的当前报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提供的报告的修正案以及委托书。提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和其他信息也可以通过美国证券交易委员会的网站(www.sec.gov)获得。

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Enbridge Gas Inc.

有关Enbridge Gas的更多信息可在其截至2023年12月31日的年度信息表、财务报表和MD&A中找到，这些信息已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关Enbridge Gas的详细披露，并可在SEDAR+www.sedarplus.ca上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。

Enbridge管道公司

有关Enbridge管道公司(EPI)的更多信息可在其截至2023年12月31日的年度信息表格、财务报表和MD&A中找到，这些表格和MD&A已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关EPI的详细披露，并可在SEDAR+www.sedarplus.ca上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。

西海岸能源公司。

有关西海岸的其他信息可以在其截至2023年12月31日的年度财务报表和MD&A中找到，这些报表和MD&A已提交给加拿大各省的证券委员会或类似机构。这些文件包含有关西海岸的详细披露，并可在SEDAR+www.sedarplus.com上公开获得。除非另有特别说明，否则这些文件不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。

第1A项。风险因素

下列风险因素可能对我们的业务、运营、财务结果、市场价格或证券价值产生重大不利影响。这份清单并不详尽，我们没有根据字幕下的呈现或分组顺序来排列优先顺序或可能性。

气候变化相关风险

气候变化风险可能会对我们的声誉、战略计划、业务、运营和财务业绩产生不利影响，这些影响可能是实质性的。

气候变化是一种系统性风险，对本组织既有实际风险，也有过渡风险。下面概述了这些风险的摘要。鉴于气候变化相关影响的相互关联性质，我们还在影响Enbridge的其他风险的背景下讨论了这些风险第1A项。风险因素。气候变化及其相关影响也可能增加我们对#年确定的其他风险的敞口和程度第1A项。风险因素。我们的业务、财务状况、经营结果、现金流、声誉、获得资金或保险的机会和成本、业务计划或战略都可能因气候变化及其相关影响而受到重大不利影响。

人身风险

气候变化和更极端的天气导致与气候有关的物理风险，可能会损坏我们的资产，影响我们业务的安全和可靠性。与气候有关的身体风险可能是急性的，也可能是慢性的。严重物理风险是由事件驱动的风险，包括极端天气事件的频率和严重性增加，如大雪、暴雨、洪水、山体滑坡、火灾、飓风、气旋、龙卷风、热带风暴、冰暴和极端温度。长期的物理风险是气候模式的长期变化，例如降水模式的长期变化，或者持续的高温，这可能会导致海平面上升或慢性热浪。

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我们的资产面临这类事件的潜在损害或其他负面影响，这可能会导致业务中断或运力下降的收入减少，还可能因维修和必要的适应措施而导致成本增加。此类事件还可能造成人身伤害、生命损失或财产和环境的破坏。我们过去曾经历过此类天气事件造成的运营中断和资产损失，我们预计未来将继续经历与气候有关的物理风险，可能会越来越频繁或更严重。

转型风险

转型风险与向低排放经济转型有关，这可能会增加我们的运营成本，影响我们的业务计划，并影响利益相关者关于我们公司的决策，其中每一项都可能对我们的声誉、战略计划、业务、运营或财务业绩产生不利影响。这些过渡风险包括以下类别：

•政策和法律风险

政策和法律风险可能源于以气候变化为重点的不断演变的政府政策、立法、法规和监管决定，以及不断变化的政治和公众舆论、利益攸关方反对、法律挑战、诉讼和监管程序。国内外政府继续评估和执行有关减少温室气体排放、适应气候变化和向低碳经济转型的政策、立法和法规。这些政策、法律和法规在Enbridge运营并不断发展的联邦、州、省和市各级有所不同。这些措施的实施可以通过国际多边协议、增加气候变化的实际影响以及改变政治和公众舆论来加速。Enbridge目前被要求遵守一些碳定价机制，包括显性碳价格(即卑诗省)和隐性碳价格(即加拿大联邦OBPS)。在加拿大，联邦政府提出了新的清洁电力法规，并正在考虑限制和减少石油和天然气部门温室气体排放的方案，这可能会影响我们的业务。这种不断变化的政策、法律和法规可能会影响大宗商品需求和我们提供的整体能源组合，并可能导致大量支出和资源，以及我们客户的成本增加。近年来，与气候有关的监管行动和诉讼有所增加，这可能会对我们的声誉、业务、运营和财务业绩产生不利影响。

•技术风险

我们能否成功执行我们的战略计划，包括随着时间的推移适应能源转型和实现我们的温室气体减排目标和指标，在一定程度上取决于技术(包括仍在开发中的技术)、可再生能源和其他低碳能源基础设施的创新和持续多样化以及基础设施的现代化，所有这些都可能需要大量的资本支出和资源，这可能与我们最初的估计和预期有很大不同。还有一种风险是，温室气体减排技术不能如预期那样实现，使减排变得更加困难，或者关于此类技术的政治或公众舆论继续演变。

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•市场风险

气候变化担忧、对低碳和零排放能源、替代能源和新能源和技术的需求增加、客户行为的变化和能源消耗的减少可能会影响对我们的服务或证券的需求。近年来，人们一直在推动某些投资者降低其投资组合中的碳强度，并向银行和保险提供商施压，要求它们减少或停止对石油、天然气及相关基础设施企业和项目的支持。潜在的影响包括管理这些风险的成本增加，对我们获得资金和成本的不利影响，以及对我们证券的需求或价值下降。如果Enbridge的多元化太快或太慢，向低碳经济转型的速度和规模可能会构成风险。同样，市场信号的不确定性，例如能源成本和需求的突然和意想不到的变化，包括由于气候变化的担忧，可能会通过减少我们管道运输系统的吞吐量来影响收入。

•声誉风险

所有部门和行业的公司都面临着与其应对气候变化和温室气体排放方法有关的不断变化的预期或利益攸关方日益严格的审查。能源行业的公司正遭遇利益相关者对现有和新基础设施的反对，以及对石油和天然气开采以及石油和天然气产品运输的有组织的反对。如果我们不能实现我们的温室气体减排目标和指标，不能满足未来的气候、排放或其他监管或报告要求，或者不能满足或管理当前和未来对我们的利益相关者重要的气候变化预期和问题，可能会对我们的声誉产生负面影响，进而影响我们的业务、运营或财务业绩。

•披露风险

Enbridge目前提供某些与气候有关的披露，并不时制定并公开宣布与气候变化有关的目标和承诺，包括减少温室气体排放。与气候有关的披露、设定目标和指标以及衡量和报告进展情况的标准和程序仍在为我们的部门制定并继续发展。我们的内部控制和流程也在继续发展，我们与气候有关的披露、目标和指标是基于可能发生变化的假设。为了与不断变化的需求保持一致，我们已经并可能继续需要产生巨大的成本。不能保证我们目前或未来的披露和目标、我们计划实现目标的途径，或我们目前用来衡量和报告进展情况的方法，将与新的和不断变化的标准和程序、法律要求或利益相关者的期望保持一致。这种错位可能会导致声誉损害、监管行动或其他法律行动。

与运营中断或灾难性事件相关的风险

复杂能源基础设施的运营涉及许多危险和风险，可能会对我们的业务、财务业绩和环境产生不利影响。

这些运营风险包括不利的天气条件、自然灾害、事故、设备或流程的故障或故障，以及运营能力和效率低于预期水平。这些操作风险本质上可能是灾难性的。

气候变化也加剧了运营风险。气候变化带来的物理风险可能会影响我们行动的安全和可靠性。这些风险包括严重的物理风险，如大雪、暴雨、洪水、山体滑坡、火灾、飓风、气旋、龙卷风、热带风暴、冰暴和极端温度，以及长期的物理风险，如降水模式的长期变化或持续较高的气温。

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我们的资产和运营面临这些运营风险的潜在损害或其他负面影响，这可能导致业务中断或运力下降的收入减少，也可能因维修和必要的适应措施而导致成本增加。此类事件已经并在未来可能导致我们的管道系统和设施的产品破裂或泄漏，造成财产和环境损害、人身伤害或生命损失，这可能导致重大损失，这些损失可能得不到足够或可用的保险，而我们可能承担部分或全部费用。

环境事故是指可能造成环境损害并可能导致运营和保险成本增加，从而对收益产生负面影响的事件。环境事件可能会产生持久的声誉影响，并可能影响我们与各种利益攸关方合作的能力。对于位于居民区附近的管道和存储资产，包括居民区、商业商业中心、工业场地和其他公共聚集地点，这些事件造成的破坏程度可能更大。

我们过去曾经历过这样的事件，预计在准备或应对运营风险和事件时将继续产生巨额成本。我们预计将继续经历与气候有关的物理风险，可能会越来越频繁和严重，我们不能保证我们不会在未来经历灾难性或其他事件。此外，我们可能会受到与任何此类事件相关的诉讼和监管机构的巨额罚款和处罚。

服务中断可能会对我们的运营产生重大影响，并对财务业绩、与利益相关者的关系和我们的声誉产生负面影响。

由于重大电力中断、商品供应中断、运营事件、安全事件(网络或实体)、天然气供应或分配的可用性或其他原因导致的服务中断可能会对我们的运营产生重大影响，并对我们的财务业绩、与利益相关者的关系、我们的声誉或最终用户客户的安全产生负面影响。影响我们原油和天然气运输服务的服务中断可能会对托运人的运营和收益产生负面影响，因为他们依赖我们的服务将他们的产品推向市场或履行他们自己的合同安排，这在过去已经发生过，并可能再次导致向我们索赔。我们已经并可能再次经历服务中断、限制或其他业务限制，包括与先前风险因素中提到的各种业务事件有关的业务限制。

我们的业务涉及对公众、我们的工人和承包商的安全风险。

我们的几个管道和分配系统都在人口稠密地区附近运行，一次重大事故可能会导致公众受伤或生命损失。此外，考虑到我们运营中固有的自然灾害，我们的工人和承包商都面临着人身安全风险。公共安全事件或我们的工人或承包商的受伤或生命损失，我们过去经历过，尽管我们采取了预防措施，但未来可能会经历，可能会导致我们的声誉受损、材料维修成本或运营和保险成本增加。

网络攻击和其他网络安全事件对我们的技术系统构成威胁，并可能对我们的业务、运营、声誉或财务业绩造成实质性不利影响。

我们的业务依赖于信息系统和其他数字技术来控制我们的工厂、管道和其他资产，处理交易并汇总和报告运营结果。信息的安全处理、维护和传输对我们的业务至关重要。

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近年来，由于新技术的扩散、网络攻击和出于经济动机的网络犯罪的日益复杂，以及地缘政治紧张、武装敌对行动、战争、内乱、破坏、恐怖主义和国家支持或其他网络间谍活动等国际和国内政治因素，网络安全风险有所增加。人为错误或渎职也可能导致网络事件，网络攻击可能是内部的，也可能是外部的，发生在我们供应链的任何一点。由于我们基础设施的关键性质，以及我们使用信息系统和其他数字技术来控制我们的资产，我们面临着更高的网络攻击风险，例如勒索软件、盗窃、错位或丢失的数据、编程错误、网络钓鱼攻击、拒绝服务攻击、破坏行为、计算机病毒、恶意软件、黑客攻击、恶意攻击、软件漏洞、员工错误和/或渎职，或其他攻击、安全或数据泄露或其他网络安全事件。网络威胁行为者攻击并威胁要攻击能源基础设施，各政府机构越来越强调，这些攻击的目标是关键基础设施，包括管道、公用事业和发电，而且攻击的复杂性、规模和频率都在增加。此外，在地缘政治紧张局势加剧期间，这些风险可能会升级。最近实施或提议了新的网络安全立法、条例和命令，导致实际和预期的监管监督和合规要求增加，这将需要大量的内部和外部资源。我们无法预测未来与网络安全相关的潜在立法、法规或命令对我们业务的潜在影响。

我们经历了外部各方在未经授权的情况下访问我们的系统或公司数据的尝试次数增加，我们预计这一趋势将继续下去。尽管我们投入大量资源和安全措施以防止不必要的入侵并保护我们的系统和数据，无论该等数据是内部存储还是外部第三方存储，但我们和我们的第三方供应商在开展业务时经历过并预计将继续经历不同程度的网络攻击。迄今为止，据我们所知，这些先前的网络攻击尚未对我们的业务、运营或财务业绩产生重大不利影响。然而，任何该等事件均可能于未来对我们造成重大不利影响。

我们的技术系统或我们的供应商或其他服务提供商的技术系统预计将成为进一步网络攻击或安全漏洞的目标，这些攻击或安全漏洞可能危及我们的数据和系统或我们、我们的客户或其他人对这些系统的访问，影响我们正确记录、处理和报告交易的能力，导致信息丢失，或导致运营中断或事故。无法保证我们的业务连续性计划将完全有效地避免中断和业务影响。 此外，我们和我们的一些第三方服务提供商（他们也可能使用第三方服务提供商）在我们的日常业务过程中收集，处理或存储敏感数据，包括我们的员工，住宅燃气分销客户，土地所有者和投资者的个人信息，以及我们或我们的客户或供应商的知识产权或其他专有业务信息。 我们和我们的一些第三方服务提供商将在之前宣布的美国天然气公用事业公司收购完成后处理越来越多的个人信息，因为他们拥有庞大的住宅客户群。

由于上述原因，我们可能会遭受收入损失、维修、补救或恢复成本、监管行动、罚款和处罚、诉讼、违约或赔偿索赔、网络勒索、勒索软件、额外安全措施的实施成本、客户流失、客户不满、声誉损害、根据保护个人信息隐私的法律承担责任、其他负面后果、或其他费用或经济损失。 该等风险或会于收购事项完成后加剧，而其后果亦会扩大。无论网络攻击或事件的方法或形式如何，上述任何或全部可能对我们的声誉、业务、运营或财务业绩产生重大不利影响。

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此外，网络攻击可能会发生并持续很长一段时间而不被发现。对网络攻击或其他安全事件的任何调查可能本质上是不可预测的，在完成任何调查和提供完整可靠的信息之前都需要时间。在此期间，我们可能不知道损害的程度或如何最好地补救，某些错误或行为可能会在发现和补救之前重复或复合，所有或任何这些都可能进一步增加网络攻击或其他安全事件的成本和后果，我们的补救措施可能不会成功。无法实施、维持和升级足够的保障措施可能会对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。此外，最近的规则可能要求我们在对网络安全事件进行全面调查或全部甚至部分补救之前披露有关该事件的信息。随着网络攻击的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查和修复任何信息安全漏洞。

此外，有关网络攻击或影响Enbridge的其他重大安全事件的媒体报道，无论准确与否，或者在某些情况下，我们未能在任何此类事件发生后向公众、执法部门、其他监管机构或受影响的个人进行充分或及时的披露，无论是由于延迟发现还是其他原因，都可能对我们的经营业绩产生负面影响，并导致其他负面后果，包括损害我们的声誉或竞争力，损害我们与客户、合作伙伴、供应商、投资者和其他第三方的关系，中断我们的管理，补救或增加保护成本，重大诉讼或监管行动，罚款或处罚，所有这些都可能对我们的业务、运营、声誉或财务业绩产生重大不利影响。

恐怖袭击和威胁、针对这些袭击或战争行为的军事活动升级以及其他内乱或激进主义可能会对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

恐怖袭击和威胁(可能以网络攻击的形式)、军事活动的升级、武装敌对行动、战争、破坏、内乱或激进主义可能会对总体经济状况产生重大影响，并可能导致消费者信心、支出和市场流动性的波动，每一项都可能对我们的业务产生不利影响。未来的恐怖袭击、谣言或战争威胁、涉及美国或加拿大的实际冲突、军事或贸易中断可能会对我们和我们客户的业务产生重大影响。与美国和加拿大的其他目标相比，能源相关资产等战略性关键基础设施目标面临更大的网络攻击风险，未来遭受其他攻击的风险也可能更大。Enbridge的基础设施和在建项目可能是网络或物理攻击的直接目标或间接伤亡。此外，反对管道建设和运营的环保行动的增加可能会导致工程延误、对我们产品和服务的需求减少、新的立法或公共政策或其更加严格，或者拒绝或延误许可证和通行权。

流行病、流行病或传染病爆发，如新冠肺炎大流行，可能会对当地和全球经济以及我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

流行病、流行病或传染病爆发造成的中断可能会对我们的业务、运营、财务业绩和前瞻性预期产生重大不利影响。各国政府抗击疫情蔓延的紧急措施可能包括限制商业活动和旅行，以及要求隔离或检疫。这种影响的持续时间和规模将取决于许多我们可能无法准确预测的因素。新冠肺炎和政府的应对措施中断了商业活动和供应链，扰乱了旅行，并导致金融和大宗商品市场大幅波动。

与大流行、流行病或传染病暴发有关的中断可能会增加本文件中所述的许多其他风险第1A项。风险因素.

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与我们的商业和行业相关的风险

我们的资产存在使用风险。

关于我们的液体管道资产，我们在加拿大主线上面临吞吐量风险，并且根据适用于其他液体管道资产的某些收费协议，例如莱克黑德系统，我们面临吞吐量风险。运输量的减少可能会直接对我们的收入和收益产生不利影响。不断变化的市场基本面、产能瓶颈、监管限制、我们系统和上下游设施的维护和运营事件，以及竞争加剧等因素，都会影响我们的资产利用率。市场基本面因素，如大宗商品价格和价差、天气、汽油价格和消费、替代能源和新能源和技术，以及我们无法控制的全球供应中断，都会影响我们管道运输的原油和其他液态碳氢化合物的供应和需求。

关于我们的天然气传输和中游资产，由于地区和全球生产和消费的变化，天然气供需动态继续发生变化。这些转变可能导致大宗商品价格和价差的波动，这可能导致我们的制度在某些领域得不到充分利用。影响系统利用率的其他因素包括操作事故、监管限制、系统维护和竞争加剧。

至于我们的气体分配和储存资产，我们是按固定收费和容量向客户收费的，而我们收取总收入要求(提供服务的成本，包括公用事业公司的合理回报)的能力取决于达到在制定费率过程中确定的预测分配量。实现这一产量的可能性取决于四个关键预测变量：天气、经济状况、竞争性能源的定价和客户数量的增长。天气是送货量的一个重要驱动因素，因为我们的天然气分销客户群中有很大一部分使用天然气来供暖。配电量还可能受到越来越多地采用节能技术以及更高效的建筑结构的影响，这继续给用电量带来下行压力。此外，消费者的保护努力可能会进一步导致年平均消费量的下降。对大量商业和工业客户的销售和运输服务更容易受到当前经济状况的影响。此外，竞争性能源的定价影响分配给这些部门的数量，因为一些客户有能力改用替代燃料。即使在我们各自达到预测总销售量的情况下，由于其他预测变量，例如利润率较高的住宅和商业部门与利润率较低的工业部门之间的组合，我们的天然气分销业务可能无法获得预期的ROE。我们的天然气分销业务仍然面临实际与预测的大批量合同商业和工业产量的风险。

关于我们的可再生能源发电资产，这些资产的收益高度依赖于天气和大气条件，以及这些能源生产资产的持续运营可用性。虽然可再生能源发电项目的预期能源产量是使用长期历史数据预测的，但风能和太阳能资源受到每年和季节之间自然变化的影响。任何可再生发电设施的风能或太阳能资源的任何长期减少都可能导致收益和现金流下降。此外，由于天气条件或其他因素造成的运营干扰或停电导致可再生发电设施效率低下或中断，也可能影响收益。

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我们的资产年限不同，建造时间长达数十年，这导致我们的检查、维护或维修成本增加。

我们的管道年代久远，历经数十年才建成。管道通常是长寿资产，管道建设和涂层技术随着时间的推移而发生了变化。根据建筑和建筑技术时代的不同，一些资产需要更频繁的检查，这已经并预计将继续导致未来的维护或维修支出增加。这些支出的任何大幅增加都可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

竞争可能导致对我们服务的需求减少、项目机会减少或承担风险，从而导致财务业绩比预期更弱或更不稳定。

我们的液体管道业务面临着来自竞争对手的竞争，这些竞争对手可以将液态碳氢化合物运往加拿大、美国和国际市场，以及拟议中的管道，这些管道试图进入我们的液体管道目前服务的盆地和市场。现有管道之间的竞争主要基于运输成本、获得供应的机会、服务的质量和可靠性、替代合同承运人以及是否接近市场。我们管道中输送的液体目前或预计将越来越多地与终端用户的其他新兴替代品竞争，包括但不限于电力、电池、生物燃料和氢气。此外，我们还面临着来自替代存储设施的竞争。我们的天然气输送和储存业务在天然气输送和储存方面与为我们的供应和市场领域提供服务的类似设施展开竞争。我们业务中运输的天然气还与我们的客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、丙烷、燃料油和可再生能源。我们的可再生能源发电业务在采购长期电力购买协议方面以及在我们运营的市场上面临来自其他燃料来源的竞争。我们所有业务中的竞争，包括对新项目开发机会的竞争，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生负面影响。

我们的安全项目和维护计划的完成受到各种监管、运营和市场风险的影响，这些风险可能会影响我们推动长期增长的能力。

我们的项目执行继续面临挑战，对监管和环境许可申请进行严格审查，许可政治化，包括抗议在内的公众反对，废除许可的行动，以及对土地准入的抵制。我们在威斯康星州北部Bad River保护区的5号线管道的必要维护方面，特别是在Bad River Band声称希望关闭该管道的情况下，遇到了许可证被拒绝的情况。

全球供应链的持续挑战造成了材料成本和供应的不可预测性。劳动力短缺和通胀压力增加了工程和建筑服务的成本。

其他可能并已经推迟项目完成和增加预期成本的事件包括承包商或供应商不履行义务、极端天气事件或我们无法控制的地质因素。

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利益相关者对ESG和气候变化实践不断变化的期望可能会侵蚀利益相关者的信任和信心，损害我们的声誉，影响我们公司和行业的行动或决策，并对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。

所有部门和行业的公司都面临着利益相关者不断变化的期望或日益严格的审查，这些期望或审查涉及他们处理与其业务和利益相关者最相关的ESG事项的方法。对于能源公司来说，气候变化、温室气体排放、安全以及利益相关者和土著关系仍然是主要的重点领域，而生物多样性、人权和供应链等其他环境因素正在方兴未艾。能源行业的公司正遭遇利益相关者对新建和现有基础设施的反对，以及对石油和天然气开采以及石油和天然气产品运输的有组织的反对。对我们在这些ESG领域的实践和业绩的预期不断变化，可能会带来额外的成本，或者带来新的或额外的风险。我们还面临成本上升、延误、项目取消、失去获得新增长机会的能力、由于政府和监管机构面临越来越大的压力而对现有管道实施新的限制或停止运营的风险，以及法律行动的风险，例如密歇根州和威斯康星州5号线运营面临的法律挑战。

我们的业务、项目和增长机会要求我们与主要利益相关者保持牢固的关系，包括当地社区、土著团体和其他直接受我们活动影响的人，以及政府、监管机构、投资者和投资者倡导团体、投资基金、金融机构、保险公司和其他越来越关注ESG实践和业绩的人。公众对气候变化认识的提高推动了对低碳和零排放能源的需求增加。近年来，有一些努力影响了投资界，包括某些投资者增加了对低碳资产和企业的投资，同时通过除其他措施外，通过撤资对温室气体密集型业务和产品有较高敞口的公司，降低了其投资组合的碳强度。某些利益攸关方还向商业和投资银行和保险提供商施压，要求它们减少或停止向石油和天然气及相关基础设施企业和项目提供融资和保险。管理这些风险需要大量的努力和资源。潜在影响还可能包括改变投资者对Enbridge的投资情绪，这可能会削弱我们获得资金的渠道并增加我们的资本成本，包括与我们的可持续发展相关融资相关的处罚，并可能对我们证券的需求或价值产生不利影响。

过去一年，地缘政治不确定性、加拿大和美国经济放缓以及持续的通胀压力，突显了获得安全、负担得起的能源的迫切需要。

如果Enbridge的多元化太快或太慢，向低排放经济转型的速度和规模可能会构成风险。同样，能源需求的意外变化，包括对气候变化的担忧，可能会通过减少我们管道运输系统的吞吐量来影响收入。

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长期以来，我们一直致力于强有力的ESG实践、业绩和报告，并于2020年推出了一套ESG目标，以加强透明度和问责制。目标包括增加我们组织内的多样性和包容性，并在2050年前将我们运营的温室气体排放减少到净零排放，公司和业务单位的行动计划与我们的战略优先事项保持一致，以适应随着时间的推移而进行的能源过渡。与实现我们的ESG目标，包括我们的温室气体减排目标相关的成本可能是巨大的。还有一种风险是，实现我们的ESG目标的部分或全部预期收益和机会可能无法实现，实现成本可能高于预期，可能不会在预期时间段内发生，或者可能不再满足不断变化的利益相关者期望。同样，有一种风险是，减排技术不能如预期那样实现，从而使减排变得更加困难。如果我们不能实现我们的ESG目标，不能满足当前和未来的气候、排放或监管机构的相关报告要求，或者无法满足或管理当前和未来对投资者或其他利益相关者(包括与气候变化相关的问题)的重要问题的预期，就可能侵蚀利益相关者的信任和信心，这可能会对我们的声誉、业务、运营或财务业绩产生负面影响。

我们的预测假设可能不会像预期的那样成为现实，包括我们的扩张项目、收购和资产剥离。

我们对扩张项目、收购和资产剥离进行持续评估。规划和投资分析在很大程度上依赖于准确的预测假设，如果这些假设不能实现，财务业绩可能比预期的更低或更不稳定。当地和全球经济的波动性和不可预测性，以及成本估计、项目范围和风险评估的变化，都可能导致利润损失。同样，市场信号的不确定性，例如我们在2020年看到的新冠肺炎疫情导致的能源成本和需求的突然和意外变化，已经并可能在未来通过减少我们管道运输系统的吞吐量来影响收入。

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能否以促进增长机会和实现预期结果的方式将美国天然气公用事业公司整合到我们的业务中。在整合收购的过程中，存在着很大程度的困难和管理分心，包括整合某些运营和职能(包括监管职能)、技术、组织、程序、政策和运营、解决Enbridge和美国天然气公用事业公司的业务文化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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在发生意外、自然灾害或其他危险事件时，我们的保险覆盖范围可能不能完全覆盖我们的损失，而且我们可能会遇到因维护保险或缺乏保险而增加的成本。

我们的运营受到我们行业固有的许多危险的影响，正如本文件中所述第1A项。风险因素。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。Enbridge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，Enbridge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保留的限制，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。

Enbridge的保单通常每年续期，根据市场状况等因素，保费、条款、保单限额和/或免赔额可能会有很大差异。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。

重大的自我保险损失、未投保的损失、大大超出我们保单限额的损失、重大保险索赔的重大延迟，或未能以类似或优惠的条款续订保单，都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩造成实质性的不利影响。

我们的业务受到市场价格变化的影响，包括利率和外汇汇率。我们的风险管理政策不能消除所有风险，并可能导致重大经济损失。此外，任何不遵守我们风险管理政策的行为都可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

我们使用债务融资使我们面临未来发行的固定利率债务和浮动利率债务的利率变化。虽然我们的财务业绩是以加元计价的，但我们的许多业务都有外币收入或支出，特别是美元。利率和汇率的变化可能会对我们的财务业绩产生重大影响。

我们使用金融衍生品来管理与汇率、利率、大宗商品价格、电力价格和我们的股价变化相关的风险，以降低我们现金流的波动性。根据我们的风险管理政策，我们几乎所有的金融衍生品都与标的资产、负债和/或预测交易相关，不打算用于投机目的。

然而，这些政策不能消除所有风险，包括未经授权的交易。虽然此活动由我们的风险管理职能独立监控，但我们不能保证我们将发现并阻止所有未经授权的交易和其他违规行为，特别是如果涉及欺诈、串通或其他故意不当行为，任何此类违规行为可能对我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

在一定程度上，如果我们对市场价格的敞口进行对冲，我们将放弃如果这些变化对我们有利的话，我们本来会获得的好处。此外，套期保值活动可能会导致亏损，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。这样的损失在过去发生过，未来也可能发生。见第II部分，第7A项。关于市场风险的定量和定性披露和项目8.财务报表和补充数据以讨论我们的衍生工具和相关的套期保值活动。

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我们依赖于进入短期和长期资本市场来为资本需求融资，并支持流动性需求。进入这些市场的成本效益可能会受到影响，特别是如果我们或我们的评级子公司无法维持投资级信用评级的话。

我们的综合资产基础中有很大一部分是通过债务融资的。用于为投资融资的债务的到期日和偿还情况往往与资产的现金流无关。因此，我们依赖进入短期和长期资本市场作为流动性的来源，以满足运营现金流无法满足的资本需求，并为最初通过债务融资的投资进行再融资。我们的优先无担保长期债务目前被多家评级机构评为投资级。如果评级机构将我们或我们被评级的子公司的评级降至投资级以下，我们的借贷成本将会上升，或许会大幅上升。因此，我们可能会被要求在未来的融资中支付更高的利率，我们潜在的投资者和资金来源可能会减少。

我们在不同的实体维持循环信贷安排，以支持商业票据计划，用于借款和提供信用证。这些贷款通常包括金融契约，如果某一特定实体未能遵守这些契约，该实体可能无法获得信贷融资，这可能会影响流动性。此外，如果我们的短期债务评级被下调，进入商业票据市场的机会可能会受到严重限制。尽管这不会影响我们动用信贷安排的能力，但借贷成本可能会高得多。

如果我们不能以具有竞争力的利率获得资本，或者根本不能获得资本，我们为运营融资和实施战略的能力可能会受到影响。无法以有利的条件或根本不能获得资本，可能会限制我们寻求增强或收购的能力，否则我们可能会依赖于未来的增长，或者为我们现有的债务进行再融资。任何对附属公司信用评级产生负面影响的降级或其他事件都可能使其借款成本更高或获得资金来源更有限，进而可能增加我们以出资或贷款的形式向该等附属公司提供流动资金的需求，从而降低综合集团的流动资金和借款可获得性。

我们的液体管道的增长速度和结果可能会间接受到大宗商品价格的影响。

加拿大西部和全球潮水市场之间广泛的大宗商品价格基础在过去几年对生产商的净收益和利润率产生了负面影响，这主要是由于加拿大西部和北达科他州产区的管道基础设施外卖能力，这两个地区正在满负荷运营。原油价格长期处于低位的长期前景可能导致未来项目被推迟或取消。

加拿大西部、二叠纪盆地和北达科他州巴肯地区的常规石油供应紧张，周期盈亏平衡时间较短，通常不到24个月，而且跌幅很高，可以通过积极的对冲计划很好地管理，并能够对市场信号做出快速反应。因此，在价格相对较低的时期，没有对冲计划支持的钻井计划将会减少，因此，致密油盆地的供应增长可能会较低，这可能会影响我们管道系统的流量。

我们的能源服务、天然气输送和中游业务业绩可能会受到大宗商品价格波动的不利影响。

在我们的美国中游资产中，我们持有DCP和AUX Sable的投资，这两家公司从事天然气和天然气液体的收集、处理、加工和销售业务。这些企业的财务业绩直接受到大宗商品价格变化的影响。在较小程度上，我们美国变速器业务的财务业绩会受到电价波动的影响，这会影响与运营压缩机站相关的电力成本。

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当机会出现时，能源服务通过利用质量、时间和位置差异来产生利润率。不断变化的市场条件影响了我们买卖大宗商品的价格，过去限制了保证金机会，并阻碍了能源服务公司履行产能承诺的能力，未来可能会再次这样做。其他市场状况，如现货溢价，也同样限制了保证金机会。

我们面临客户、交易对手和供应商的信用风险。

我们在正常的业务过程中面临多方的信用风险。一般来说，我们的客户被评为投资级，否则被认为是有信用的，或者为我们提供担保，以满足信用方面的担忧。然而，我们无法预测我们的业务将在多大程度上受到经济状况恶化的影响，包括我们的客户、供应商或交易对手的信誉可能下降。这些实体的付款或业绩违约如果严重的话，可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。

我们的业务需要留住和招聘一支技术熟练且多样化的员工队伍，而招聘和留住我们的员工队伍的困难可能会导致我们的业务计划无法实施。

我们的运营和管理需要留住和招聘一支技能娴熟和多样化的员工队伍，包括工程师、技术人员、其他专业人员和高管以及高级管理人员。我们和我们的附属公司与能源行业的其他公司以及更广泛的劳动力市场上的一些工作岗位竞争，争夺这些熟练的劳动力。如果我们无法留住现有员工和/或招聘具有类似知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。此外，我们可能会遇到留住和招聘这些专业人员的成本增加。

与政府监管相关的风险和法律风险

我们的许多业务都受到监管，如果不能及时获得监管部门对我们提议的项目的批准，或者失去我们现有业务所需的批准，可能会对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。

加拿大和美国影响能源基础设施公司许可和环境审查的监管和立法的性质和程度仍在继续演变。

在美国和加拿大，管道公司继续面临来自反能源/反管道活动人士、土著和部落团体和社区、公民、环保团体以及担心管道安全及其潜在环境影响的政客的反对。在美国，环保局重新定义了美国水域，以与美国最高法院2023年5月25日Sackett诉EPA案的裁决保持一致，该裁决限制了受《清洁水法》监管的水域的范围，根据《清洁水法》第401条发布了新规则，扩大了对水质认证的州审查范围，发布了关于甲烷控制和报告、跨州臭氧污染(良好邻居计划)和发电厂规则的规则。环境质量委员会立即发布了根据《国家环境政策法》(NEPA)进行分析的适用指南，随后发布了一项关于在联邦行动中实施《国家环境政策法》的新规则，这可能会显著改变环境范围和成本评估。FERC一直专注于天然气和发电之间的关系，特别是在恶劣天气事件期间的可靠性问题上。PHMSA发布了一份关于泄漏检测和修复的规则草案。联邦机构还就如何考虑和解决环境正义问题发布了指导意见。在上届美国总统执政期间通过的许多其他法规正在多个法院受到挑战，其中一些已被审查法院推翻。本届美国政府可能会采取进一步行动，修改或推翻上届美国政府颁布的法规。

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2023年3月，加拿大最高法院听取了加拿大总检察长对艾伯塔省上诉法院关于联邦影响评估法违宪的不具约束力的裁决的上诉。IAA包括影响评估要求，这些要求可能适用于符合规定标准的联邦或省级监管管道项目，或联邦环境部长以其他方式指定进行审查的项目。任何管道项目都有可能受到IAA的要求，这在监管时间表和结果方面增加了很大的不确定性。艾伯塔省上诉法院裁定，IAA是一种不允许的联邦越权行为，侵犯了省的管辖权，相当于联邦政府事实上没收了省的自然资源和所有权利益。加拿大最高法院于2023年10月13日做出裁决，法院多数成员(5票赞成、2票反对)裁定，联邦影响评估制度超出了联邦议会的权力范围，IAA应更狭隘地关注联邦管辖范围内的影响。该决定是一个不具约束力的咨询参考案例，因此IAA和相关法规不会被“推翻”；然而，联邦政府将接受加拿大最高法院的指导，并将与各省和土著团体合作，寻求修订IAA，使其符合宪法。由此产生的修正案可能会影响未来可能获得监管批准的风险和时间，以及对省内管道项目进行联邦审查的范围。

我们的运营受到众多环境法律和法规的约束，包括与气候变化、温室气体排放和气候相关披露相关的法律和法规，遵守这些法律和法规可能需要大量资本支出，增加我们的运营成本，并影响或限制我们的业务计划，或使我们承担环境责任。

我们受到众多环境法律和法规的制约，这些法规影响着我们过去、现在和未来运营的许多方面，包括空气排放、水和土壤质量、废水排放、固体废物和危险废物。

如果我们无法为我们的运营资产和项目获得或保持所有所需的环境监管批准和许可，或者如果在获得任何所需的环境监管批准或许可方面出现延误，现有设施的运营或新设施的开发可能会被阻止、延迟或受到额外成本的影响。不遵守环境法律和法规可能会导致对我们的运营资产施加民事或刑事罚款、处罚和禁令措施。我们预计，环境法律和法规的变化，包括与气候变化、温室气体排放和气候相关披露相关的法律和法规的变化，可能会导致我们遵守这些法律和法规的成本大幅增加，例如监测和报告我们的排放以及安装新的排放控制以减少排放的成本。我们可能无法将部分或全部增加的成本计入使用我们的管道或其他设施的费用中。

本公司的业务须遵守营运法规及其他要求，包括遵守地役权及其他土地保有权文件，如未能遵守适用的法规及其他要求，可能会对本公司的声誉、业务、营运或财务业绩产生负面影响。

运营风险涉及遵守政府、相关监管机构规定的适用运营规则和法规，或地役权、许可证或其他为我们运营提供法律基础的协议中可能发现的其他要求，违反这些要求可能导致罚款、处罚、赔偿损害赔偿、运营限制(包括关闭线路)以及运营和合规成本的总体增加。

我们并不拥有我们的管道、设施和其他资产所在的所有土地，我们从第三方或政府实体那里获得了建造和运营我们的管道和其他资产的权利。此外，我们的一些管道、设施和其他资产根据通行权或其他土地保有权利益穿过土著土地。我们失去这些权利，包括我们无法在它们到期时续签，可能会对我们的声誉、运营和财务业绩产生不利影响。我们经历了与某些5号线和其他地役权有关的诉讼；请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--法律和其他最新情况.

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对我们资产和业务的监管审查有可能增加运营成本或限制未来的项目。监管机构对不合规结果采取的监管执法行动可能会增加运营成本并对声誉产生负面影响。潜在的监管变化和法律挑战可能会对我们现有业务的未来盈利以及与建设新项目相关的成本产生影响。监管机构未来的行动可能与当前的预期不同，或未来的立法变化可能影响我们运营的监管环境。虽然我们透过直接或透过行业协会积极监察及咨询相关监管机构的潜在监管要求变动，以及就监管变动或执法行动制定应对计划，以寻求减轻营运监管风险，但有关减轻风险的努力可能无效或不足。虽然我们相信资产的安全可靠运营以及遵守现有法规是管理运营监管风险的最佳方法，但监管机构或其他政府官员仍有可能做出可能扰乱我们运营或对我们产生不利财务影响的单方面决定。

我们的运营受到经济监管的约束，未能为我们的拟议或现有商业安排获得监管批准可能会对我们的业务、运营或财务业绩产生负面影响。

我们的液体管道、输气和输气资产面临经济监管风险。广义而言，经济监管风险是指政府或监管机构改变或拒绝拟议或现有商业安排或政策的风险，包括未来和当前业务所依赖的新项目和现有项目或协议的许可证和监管批准。我们的干线系统、其他液体管道、天然气输送和分配资产受到各种监管机构的影响，包括CER、FERC和OEB关于这些资产的费率、关税和通行费。商业安排的变更或拒绝，包括监管机构对适用许可证和关税结构的决定，或法院或监管机构对现有法规的解释的变更，例如适用于我们主线系统的协商解决方案，可能会对我们的收入和盈利产生不利影响。

我们在加拿大和美国的可再生能源发电资产受联邦、省和州政府的指令、法规和政策的约束。这些措施是可变的，可能会因（其中包括）税率变化和政府变化而发生变化，这可能会对我们的商业安排产生负面影响。

我们在欧洲（法国、德国和英国）的可再生能源发电资产也受欧盟和英国政府制定和执行的指令、法规和政策的约束。这些措施是可变的，可能包括价格控制，上限和减少需求的目标，所有这些都可能对我们的收入和收益产生负面影响。

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我们可能会受到税率变动、美国、加拿大或国际新税法的采纳或额外税务责任的影响。

我们需要在美国、加拿大和许多外国司法管辖区纳税。由于经济及政治状况，不同司法管辖区的税率可能会有重大变动。我们的实际税率可能会受到法定税率不同国家的盈利组合变动、递延税项资产及负债估值变动或税法或其诠释变动的影响。特别是，加拿大和其他经合组织国家实行了在全球范围内适用的最低税率。 最终立法和参与国名单仍不确定。 此外，美国于2022年颁布了《降低通胀法案》，但关键法规仍悬而未决，可能会影响该法案的解释。所有这些措施都可能导致我们的有效税率增加。

我们亦须接受美国国税局、加拿大税务局及其他税务机关及政府机构对我们的报税表及其他税务事宜的审查。我们定期评估该等检查产生不利结果的可能性，以确定我们的税项拨备是否充足。无法保证这些检查的结果。如果我们的实际税率增加，特别是在美国或加拿大，或者如果我们所欠税款的最终确定金额超过先前应计的金额，我们的财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。

我们涉及多项法律诉讼，其结果并不确定，而对我们不利的决议案可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

我们面临着无数的法律诉讼。近年来，针对政府以及涉及能源行业的公司的与气候和信息披露有关的诉讼有所增加。不能保证我们不会受到这类诉讼或其他法律程序的影响。诉讼受很多不明朗因素影响，我们不能有把握地预测个别事件的结果。我们参与的一些事项或新事项的最终解决可能需要在较长时间内超出既定准备金的额外支出，以及可能对我们的财务业绩或声誉产生不利影响的一系列金额，这是合理的可能。请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--法律和其他最新情况讨论某些具有最新发展的法律程序。

项目1B。未解决的员工意见

没有。

项目1C。网络安全

网络安全风险管理、战略和治理

风险监督和管理是董事会及其委员会的关键作用。董事会负责识别和了解Enbridge的主要风险，并确保实施适当的系统来监测、管理和缓解这些风险。董事会各委员会在各自的任务范围内对风险进行监督。

对网络安全的监督纳入了委员会的职责。审计、财务和风险委员会(AFRC)负责监督网络安全问题，特别是与金融风险和控制、财务数据和公开披露的完整性以及数据和数字网络环境的安全有关的问题。安全和可靠性委员会(SRC)负责监督安全(物理、数据和网络)，包括与运营风险和控制、安全、运营完整性和可靠性以及资产运营相关的安全。

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管理层在每次会议上定期向董事会提交报告，以审查我们的主要风险，识别趋势并帮助管理风险。这包括向AFRC和SRC提交关于网络安全问题的季度报告。此外，管理层每年编制一份企业风险评估，并向董事会及其委员会提供一份企业风险评估，对整个企业的风险(包括网络安全)进行分析和确定优先次序，突出最大的风险和趋势。一年一度的CRA是一个全企业范围的综合进程。我们根据影响和概率对风险进行评估和排名，并努力确保适当地设计缓解措施、确定优先次序并为其分配资源。CRA报告由负责与其任务相关的风险类别的董事会委员会审查，并提供给董事会，董事会负责协调Enbridge的整体风险管理方法。作为对CRA的补充，管理层准备并向SRC提供年度最高运营风险报告，该报告强调了Enbridge的最高后果运营风险，并包括有关风险及其处理的进一步细节。这一信息有助于委员会了解最高业务风险的潜在影响，并已采取适当的处理措施来管理这些风险。

随着多年来针对我们行业参与者的攻击的复杂性和频率不断增加，网络安全已被确定为最大的风险。网络安全风险在中进行了描述第1A项。风险因素。

Enbridge的管理层负责实施风险管理战略和监控业绩。技术和信息服务(TIS)职能集中在高级副总裁&首席信息官(CIO)的领导下，他在技术业务领域拥有20多年的国际领导经验。我们还聘请独立的第三方评估我们的网络安全计划，跟踪他们的建议，并利用这些建议进一步改进该计划。首席信息安全官向CIO报告，他负责我们的网络安全计划并监督24x7x365安全运营中心(SOC)。

我们对我们的网络安全标准进行持续评估，定期测试我们的响应和恢复能力，并监控潜在威胁。为了进一步缓解威胁，我们与政府和监管机构合作，并参与外部活动以学习和分享。我们的工作人员定期参加安全意识培训，包括练习建立识别可疑网络钓鱼电子邮件并向我们的SOC报告的能力。去年，我们继续将网络安全培训和模拟测试扩展到组织内的高风险群体。我们为担任运营技术角色的团队成员实施了量身定做的网络安全培训课程，并增加了网络钓鱼模拟测试的频率。

我们有一个网络安全第三方风险管理计划，这是一个不断发展的跨职能计划，旨在帮助评估和缓解来自第三方供应商和其他服务提供商的风险。我们的网络安全团队还使用多层防御和保护技术、网络安全专家以及自动警报和响应机制来降低Enbridge面临的风险。

尽管到目前为止，网络安全风险还没有对我们产生实质性影响，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况，但近年来我们经历了越来越多的网络安全威胁。有关我们面临的网络安全风险的更多信息，请参阅标题为“网络攻击和其他网络安全事件对我们的技术系统构成威胁，并可能对我们的业务、运营、声誉或财务业绩造成实质性不利影响。在……里面第1A项。风险因素。

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项目2.财产

我们的财产说明和描绘我们的液体和天然气系统位置的地图载于第一部分。项目1.商业活动艾斯。

一般而言，我们的系统位于他人所有的土地上，并根据私人土地所有者、土著社区、公共当局、铁路或公用事业机构授予的地役权和通行权、许可证、租约或许可证进行运作。我们的液体管道系统有泵站、储罐、终端和某些其他设施，这些设施位于我们拥有和/或根据地役权、许可证、租约或许可证由我们使用的土地上。此外，我们的天然气管道系统有天然气压缩机站，其中绝大多数位于我们拥有的土地上。其余的压缩机站和其他资产，如仪表和阀门站，以及地下储气田，由我们根据地役权、租约或许可证使用。

在某些情况下，Enbridge拥有的物业或附属实体的所有权可能会受到产权负担的影响。我们相信，所有这些负担都不应对这些财产的价值造成实质性的减损，也不应对它们在我们业务运营中的使用产生实质性的干扰。

项目3.法律程序

我们参与了在正常业务过程中出现的各种法律和监管行动和诉讼程序。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。请参阅第二部分。项目7.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--法律和其他最新情况讨论某些具有最新发展的法律程序。

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。

2022年10月17日，与明尼苏达州污染控制局、明尼苏达州自然资源部(DNR)、苏必利尔奇佩瓦湖Fond du Lac Band和明尼苏达州总检察长办公室宣布了四项独立的综合执法决议，涉及3号线替代工程(L3R)施工期间的涉嫌违规行为。明尼苏达州总检察长提出了一项轻罪刑事指控，指控我们在Clearbrook含水层未经许可取水，在遵守州水资源分配规则一年后，这一指控将被驳回。作为正在进行的L3R建设后监测活动的一部分，Enbridge向DNR报告了艾特金县Moose湖附近的地下水流动情况。Enbridge已经完成了机构批准的现场纠正行动。

项目4.矿山安全披露

不适用。

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第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

普通股

Enbridge普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所交易，代码为ENB。截至2024年2月2日，Enbridge普通股登记股东为73,123人。更多的Enbridge普通股持有者是实益持有人，他们的股份由银行、经纪商和其他金融机构持有。

根据股权补偿计划获授权发行的证券

本项目所需信息将包含在我们的10-K/A表格中，该表格将在2023年12月31日后120天内提交。

近期出售的未注册股权证券

没有。

发行人购买股票证券

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10月 (10月1日-10月31日)			—			不适用			—			25,433,807
2023年11月 (11月1日至11月30日)			—			不适用			—			25,433,807
2023年12月 (12月1日至12月31日)			—			不适用			—			25,433,807

12023年1月4日，多伦多证券交易所批准了我们的Normal Course发行人投标(NCIB)，该投标于2023年1月6日开始，2024年1月5日到期。我们的NCIB允许我们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购买最多27,938,163股Enbridge的已发行普通股，总金额高达15亿美元。

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股东总回报

下图反映了从2019年1月1日到2023年12月31日，投资于(1)安桥的100美元普通股，(2)S/多伦多证券交易所综合指数，(3)S指数，(4)我们的美国同行(按股票代码包括CNP，D，DTE，DUK，EPD，ET，KMI，MMPs，NE，NI，OKE，PAA，PCG，SO，SRE和WMB)和(5)我们的加拿大同行(按股票代码包括CNP，D，DTE，DUK，EPD，ET，KMI，MMPs，NE，NI，Oke，PAA，PCG，SO，SRE和WMB)和(5)我们的加拿大同行(按股票代码包括CNP，D，DTE，DUK，EPD，ET，MMPs，NE，NI，Oke，PAA，PCG，SO，SRE和WMB)的价值比较变化PPL和Trp)。表中所列数额是假设股息再投资计算得出的。

			1月1日， 2019			12月31日，
						2019			2020			2021			2022			2023
安桥。			100.00			129.34			109.69			142.87			162.72			157.79
S&P/多伦多证券交易所复合材料			100.00			122.88			129.76			162.32			152.83			170.79
标准普尔500指数			100.00			131.49			155.68			200.37			164.08			207.21
美国同行1			100.00			118.76			101.11			124.27			139.24			145.15
加拿大同行			100.00			131.71			108.28			135.12			140.43			142.20

1在图表中，假定CAD：美元的换算率在所列年份保持在1：1。

第六项。[已保留]

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项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

引言

以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析是基于并应结合“前瞻性信息”和“非公认会计准则和其他财务措施”第一部分阅读。第1A项。风险因素以及我们的合并财务报表和附注，载于第二部分。项目8.财务报表和补充数据本年度报告的表格10-K。

我们年度报告Form 10-K的这一部分讨论了2023年和2022年的项目，以及2023年和2022年之间的同比比较。关于2021年项目的讨论和2022年与2021年之间的同比比较，见第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K。

最近的发展

干线通行费协议

安桥(Enbridge)已与托运人就其主线系统的通行费达成协议。Mainline通行费结算(MTS)涵盖Mainline的加拿大和美国部分，Mainline将继续作为一个共同的承运人系统运营，供所有托运人按月提名使用。MTS还有待监管部门的批准，有效期为七年半，至2028年底，修订后的临时通行费将于2023年7月1日生效。

MTS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，包括每桶1.65美元的加拿大主线通行费加上每桶2.57美元的湖头系统通行费，加上适用的3号线更换(L3R)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于2023年12月15日向加拿大能源监管机构(CER)提交了一份申请，要求批准MTS，并得到了其代表利益攸关方小组的一致支持。CER在其处理函中表示，截至2024年1月19日，没有收到任何异议意见，它可能会对申请做出决定，也可能会制定进一步的处理步骤。

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2023年5月24日，Enbridge向联邦能源管理委员会(FERC)提交了湖头系统(Lakehead System和解)的和解要约。除了解决与湖头系统费率的指数部分相关的诉讼外，湖头系统和解协议还包括适用于指数和设施附加费的费率基础的折旧截断日期2048年12月31日，以及通过与两个5号线项目相关的成本的设施附加费就未来收回条款达成协议：威斯康星州搬迁项目和麦基纳克海峡隧道。湖头系统和解协议于2023年6月23日获得和解法官的认证，并于2023年11月27日获得FERC委员的批准。湖头系统通行费自2023年12月1日起修订，以反映湖头系统和解的条款。

收购

收购可再生天然气(RNG)设施

2024年1月2日，通过一家全资美国子公司，我们以14亿美元(11亿美元)的总代价收购了首批Sirow Morrow Renewables位于德克萨斯州和阿肯色州的运营垃圾填埋气到RNG生产设施，其中5亿美元(4亿美元)在成交时支付，9亿美元(7亿美元)将在两年内支付。所有七个设施的总对价为16亿美元(12亿美元)。这些设施的RNG总产量约为每年4.5bcf。收购的资产符合并推进了我们的低碳战略。

狐狸松鼠太阳能

2023年11月15日，我们获得了与EDF Renewables North America新成立的合作伙伴关系的50%权益，该合作伙伴关系将参与俄亥俄州一家太阳能发电设施的初期阶段。现金对价包括1.57亿美元(1.15亿美元)的预付款和至多3.98亿美元(2.91亿美元)的后续资本承诺。超过第一阶段的投资取决于满足某些条件。2023年12月，在第一阶段投入使用时额外支付了1.64亿美元(1.23亿美元)。

河西和信天翁海上风电设施

于2023年11月3日，吾等收购Enbridge Renewable Infrastructure Investments S.49%权益，从而额外购入Hohe See离岸风能设施及信天翁离岸风能设施(离岸风能设施)24.45%权益。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，使我们在离岸风能设施中的权益达到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。

艾特肯克里克储气库

于2023年11月1日，吾等透过加拿大全资附属公司以4亿美元收购位于加拿大卑诗省的Aitken Creek天然气储存设施(统称为Aitken Creek)93.8%权益及Aitken Creek North天然气储存设施(统称为Aitken Creek)100%权益，惟须受其他惯例成交调整(Aitken Creek收购)所限。艾特肯溪是不列颠哥伦比亚省唯一的地下天然气储存设施，连接着加拿大西部的所有主要天然气管道。收购Aitken Creek使我们能够继续满足地区能源需求，并支持日益增长的液化天然气(LNG)出口需求。

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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，总收购价格为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，取决于惯例结束调整(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。

特雷斯帕拉西奥斯控股有限公司

2023年4月3日，我们以4.51亿美元(3.35亿美元)现金收购了特雷斯·帕拉西奥斯控股有限公司(Tres Palcios)。特雷斯帕拉西奥斯是一家位于美国墨西哥湾沿岸的天然气储存设施，其基础设施服务于德克萨斯州的天然气发电和液化天然气出口，以及墨西哥的管道出口。特雷斯帕拉西奥斯由三个天然气储存盐穴组成，经FERC认证的工作气体总容量约为350亿bcf，还拥有一个完整的62英里天然气集管系统，有11个州间和州内天然气管道连接。

资产货币化

联盟管道和备用硫磺的配置

2023年12月13日，我们宣布Enbridge已达成最终协议，以31亿美元的价格将我们在Alliance Pipeline的50.0%权益和我们在AUX Sable的权益(包括AUX Sable Midstream LLC和AUX Sable Liquid Products L.P.的42.7%权益，以及AUX Sable Canada LP的50%权益)出售给Pembina Pipeline Corporation，其中包括约3亿美元的无追索权债务，取决于惯例的成交调整。预计将于2024年上半年关闭，条件是收到监管部门的批准并满足惯例的关闭条件。出售所得将为部分收购提供资金，并用于减少债务。

天然气传输与中游进程

德克萨斯州东部传输

2022年11月30日，FERC批准了德克萨斯东部输电的规定和协议，LP(德克萨斯东部)合并费率案例于2022年11月30日获得批准，并于2023年1月1日生效。德克萨斯东航于2023年4月3日获得FERC批准，可以实施结算费率和其他和解条款。

海洋时报和东北管道

马里泰斯和东北(M&N)管道(M&N Canada)加拿大部分的通行费结算协议于2023年12月到期。M&N Canada与托运人达成通行费和解协议，有效期为2024年1月1日至2025年12月31日。2023年11月28日，M&N Canada向CER提交了2024-2025年通行费和解协议，供审查和批准。CER预计将在2024年第一季度做出决定。

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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)，并建立用于IR剩余期限的价格上限费率设定机制(第二阶段)。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：

•增加2022年及之前的费率基数；

•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。

2023年12月21日，新奥理事会发布了关于第一阶段(第一阶段决定)的决定和命令。该决定涉及三个主要领域：能源过渡、Enbridge天然气分销公司和联合天然气有限公司的合并和协调问题，以及其他问题。第一阶段的决定包括以下主要结论或命令：

•能源过渡风险要求Enbridge Gas进行风险评估，以考虑三个方面的进一步风险缓解措施：系统接入和扩展资本支出、系统更新资本支出和折旧政策；

•我们的2024年资本计划必须减少2.5亿美元，重点是监测、维修和延长我们的资产寿命，还必须支出5000万美元的资本化间接间接管理成本，在IR期限内上升到每年2.5亿美元，并对每年的收入进行抵消性调整；

•从2025年1月1日起，所有希望连接到天然气的新小容量客户都将支付全额连接费用作为预付费用，而不是通过一段时间的费率；

•核准统一折旧方法，以降低所寻求的折旧水平和调整后的资产寿命，包括延长某些资产类别的使用寿命；

•股权厚度从36%增加到38%，从2024年起生效；以及

•2024年1月1日将是2024年费率的生效日期。

和解建议和第一阶段决定中涉及的问题导致以下项目不被批准用于未来的恢复，以及随后在截至2023年12月31日的年度确认的减值：

•从4100万美元的2024年税率基数中扣除一部分未折旧资本项目；

•从2024年8400万美元的税率基数中剔除的未折旧整合资本成本；以及

•2017年前联合天然气有限公司与养老金相关的余额为1.56亿美元。

Enbridge Gas于2024年1月22日向安大略省分区法院提交了一份上诉通知，涉及第一阶段裁决的四个方面：小批量客户收入范围、2024年资本计划削减、延长某些资产类别的使用寿命和股权厚度。2024年1月29日，Enbridge Gas还向OEB提交了一份动议通知，要求OEB审查和更改第一阶段决定的五个方面：小批量客户收入范围、2024年资本计划削减、整合资本、折旧和股权厚度。这些诉讼的结果是不确定的。

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第一阶段的决定导致临时费率、等待程序的第二和第三阶段、上诉通知的解决、动议通知以及安大略省政府可能采取的任何可能的立法步骤，安大略省能源部长将于2023年12月22日发布新闻稿。第二阶段将建立和确定重定基期剩余时间的奖励率机制，以及天然气成本和不受监管的储存成本分配。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速率减免的调整。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日之前完成。2023年6月、9月和12月，OB分别提交和批准了2023年7月1日、2023年10月1日和2024年1月1日的QRAM申请，没有调整前期的速率缓解计划，也不包括任何额外的速率缓解措施。

截至2023年12月31日，Enbridge Gas的PGVA负债余额为1600万美元。

最新融资情况

在截至2023年12月31日的年度内，我们完成了总计85亿美元和39亿美元的长期债务发行，其中包括2023年3月发行的23亿美元与可持续发展相关的10年期优先票据和2023年5月发行的4亿美元与可持续发展相关的10年期中期票据。

我们在2023年3月增加了约5亿美元的信贷安排。在我们的年度续签过程中，我们续签并延长了约154亿美元的信贷安排，期限从2024-2028年不等。

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。截至2023年12月31日，由于2023年9月46亿美元的股票发行、2023年9月次级长期债券发行和2023年11月优先票据发行，对这一安排的承诺随后降至零。

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。

我们的2023年融资活动提供了大量流动性，我们预计，如果市场准入受到限制或定价缺乏吸引力，我们将能够为当前的资本项目和收购组合提供资金，而不需要在未来12个月进入资本市场。参考流动性与资本资源.

截至2023年12月31日，经浮动至固定利率掉期对冲的影响调整后，我们总债务的浮动利率敞口不到5%。请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注23--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。

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正常路线发行人投标

2023年1月4日，多伦多证券交易所(TSX)批准了我们的Normal Course发行人投标(NCIB)，该投标于2023年1月6日开始，2024年1月5日到期。我们的NCIB允许我们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购买、注销最多27,938,163股Enbridge的已发行普通股，总金额高达15亿美元。

行动的结果

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(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			9,499			8,364			7,897
输气与中游			4,264			3,126			3,671
天然气的分配和储存			1,592			1,827			2,117
可再生能源发电			149			262			508
能源服务			(37)			(417)			(313)
淘汰和其他			837			(1,124)			356
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益1			16,304			12,038			14,236
折旧及摊销			(4,613)			(4,317)			(3,852)
利息支出			(3,812)			(3,179)			(2,655)
所得税费用			(1,821)			(1,604)			(1,415)
可归因于非控股权益和可赎回非控股权益的收益/亏损			133			65			(125)
优先股股息			(352)			(414)			(373)
普通股股东应占收益			5,839			2,589			5,816
普通股股东应占每股普通股收益			2.84			1.28			2.87
普通股股东应占每股摊薄收益			2.84			1.28			2.87

1非公认会计准则财务衡量标准。

普通股股东应占收益

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

由于某些罕见或其他非运营因素，普通股股东应占收益增加了32亿美元，主要解释如下：

•2023年与我们的天然气传输报告部门相关的25亿美元商誉减值；

•2023年非现金未实现衍生品公允价值净收益11.27亿美元(税后8.56亿美元)，而2022年未实现净亏损12.46亿美元(税后9.5亿美元)，反映用于管理外汇、利率和大宗商品风险的衍生品金融工具按市值计价的变化；

•2023年没有：我们的魔谷风电场(魔谷)的资产减值损失2.27亿美元(税后1.73亿美元)；我们巴肯系统北达科他州系统内州际管道美国和加拿大部分的资产减值损失1.83亿美元(税后1.37亿美元)，由于办公室搬迁计划而导致的租赁资产减值4400万美元(税后3400万美元)，以及与我们艾伯塔省地区油砂系统内的麦凯河线有关的4000万美元(税后3000万美元)的资产减值损失；

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•由于Southern Lights管道公司(Southern Lights)停止监管会计，确认了1.51亿美元的收益(税后1.29亿美元)和6900万美元的递延税项调整；

•2023年与我们在木纤维液化天然气项目的投资购买相关的1.14亿美元的交易成本；

•与资产减值的税收调整有关的1.04亿美元递延所得税回收；

•2023年非现金未实现净收益7300万美元(税后5500万美元)，而2022年未实现净亏损2700万美元(税后2100万美元)，反映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重估；

•2023年收到6800万美元(税后5200万美元)的诉讼索赔和解；以及

•2023年非现金未实现净收益为3500万美元(税后3300万美元)，而2022年未实现净亏损为2500万美元(税后2200万美元)，反映了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。

上述因素被以下因素部分抵消：

•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；

•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；

•我们查普曼牧场风电设施的减值损失2.61亿美元(税后和非控股权益净额2000万美元)；

•由于OEB对Enbridge Gas申请的第一阶段决定，2023年第四季度确认的某些资本项目、资本成本和养老金余额减值2.81亿美元(税后2.32亿美元)；

•由于取消对包括9号线和L3R线在内的部分加拿大干线的管制，将产生1.2亿美元的递延税款调整；

•与诉讼事项有关的1.24亿美元(税后9500万美元)的准备金调整和和解；

•德克萨斯东航在2023年没有获得1.18亿美元(税后8900万美元)的收益，这反映了与一家正在破产的运输客户达成的和解；

•与艾伯塔省地区油砂系统有关的资产报废损失8600万美元(税后6500万美元)；

•减值亏损8,200万美元(税后6,300万美元)，用于我们天然气输送和中游业务的若干离岸股权投资；以及

•因收购而产生的3100万美元(税后2400万美元)的交易成本。

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。

71

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在考虑上述因素后，普通股股东应占收益的剩余5100万美元增长主要由以下重要业务因素解释：

•在我们的液体管道部门，主线系统的贡献增加，原因是原油需求增加导致运量增加，扣除L3R附加费下降和2023年7月1日生效的修订临时通行费导致主线系统通行费下降；

•2022年下半年收购的灰橡树管道和仙人掌II管道的所有权增加，以及需求增加导致Enbridge Ingleside能源中心(EIEC)的所有权增加，导致我们的液体管道部门的贡献增加；

•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东部费率案的和解；

•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年相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响；部分抵消了

•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

•由于几个项目在2022年下半年投入使用，折旧和摊销费用增加。

收入

我们的收入主要来自三个来源：运输和其他服务、天然气分销销售和商品销售。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，运输和其他服务收入分别为198亿美元、185亿美元和162亿美元，分别来自我们的原油和天然气管道运输业务，还包括我们的可再生能源和发电资产组合的发电收入。对于在市场安排下运营的运输资产，收入是由运输量和相应的运输服务收费推动的。对于按按需或付费合同运营的资产，收入反映了基础服务或能力合同的条款。对于受利率管制的资产，收入是根据监管机构制定的通行费收取的，在大多数基于服务成本的安排中，收入反映了我们提供服务的成本加上监管机构批准的回报率。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，天然气分销销售收入分别为48亿美元、57亿美元和40亿美元，确认方式与监管机构规定的基本费率设定机制一致。天然气分销业务产生的收入主要由交货量推动，交货量随天气、客户构成和利用率以及监管机构批准的费率而变化。天然气的成本通过费率转嫁给客户，由于其流动的性质，最终不会影响收益。

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截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，大宗商品销售收入分别为190亿美元、292亿美元和269亿美元，主要来自我们的能源服务业务。能源服务包括购买和销售原油、天然气、电力和天然气，以产生利润率，这通常只占总收入的一小部分。这些业务产生的销售收入反映了活动水平，这些活动是由地点、等级和时间点之间的商品价格差异推动的，而不是由绝对价格驱动的。任何剩余的大宗商品保证金风险都受到密切监控和管理。这些业务的收入取决于活动水平，活动水平因市场状况和大宗商品价格的不同而不同。

我们的收入还包括与外汇和大宗商品价格合约相关的未实现衍生工具公允价值收益和亏损的变化，这些合约用于管理汇率和大宗商品价格变动带来的风险敞口。按市值计价会计在短期内会造成波动性并影响收入的可比性，但我们相信，从长期来看，经济对冲计划支持可靠的现金流。

业务细分

液体管道

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧前的收益和 摊销			9,499			8,364			7,897

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

EBITDA是正向受以下因素影响5亿美元由于某些罕见或其他非操作因素，主要由以下原因解释：

•2023年非现金未实现净收益6.07亿美元，而2022年未实现净亏损1.83亿美元，反映用于管理外汇和商品价格风险的按市值计价的衍生金融工具的公允价值净收益和亏损；

•因Southern Lights停止监管会计而确认的1.51亿美元收益；

•2023年没有：我们巴肯系统北达科他州系统内州际管道美国和加拿大部分的总资产减值损失1.83亿美元，以及与艾伯塔省区域油砂系统内麦凯河线有关的4,000万美元资产减值损失，但被2023年与艾伯塔省区域油砂系统相关的8,600万美元的资产报废损失部分抵消；以及

•收到2023年6,800万美元的诉讼索赔和解；部分抵消

•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。

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在考虑了上述因素后，其余的6.35亿美元增长主要是由以下重要的商业因素造成的：

•2023年主线系统(不含格雷特纳)的平均吞吐量为310万桶/日，高于2022年的300万桶/日，9号线向加拿大东部的交货量增加是由于原油需求增加，扣除L3R附加费下降和2023年7月1日生效的修订临时主线通行费导致主线系统通行费下降；

•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II管道的所有权增加，以及需求增加导致EIEC的所有权增加；以及

•与2022年相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利影响；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

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益			4,264			3,126			3,671

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

EBITDA是正向由于某些罕见或其他非运营因素而受到12亿美元的影响，主要原因如下：

•2023年没有25亿美元的商誉减值；部分抵消

•2023年没有：完成合资企业合并交易获得10.76亿美元的收益，P66重新调整了我们在灰色橡树和DCP的实际经济利益，以及德克萨斯东方为客户破产和解记录的1.18亿美元收益；

•与一宗诉讼事宜有关的1.24亿元拨备调整和和解；以及

•若干离岸股权投资减值亏损8,200万美元。

在考虑到上述因素后，我们看到了一个1900万美元下降，主要由以下重要业务因素解释：

•我们在DCP的投资收益减少，原因是我们的兴趣因

与P66的合资合并交易于2022年第三季度完成；

•运营和行政成本较高；

•较低的大宗商品价格影响了我们的DCP和AUX Sable合资企业；

•较低的AECO-芝加哥基差影响我们对Alliance Pipeline的投资，部分抵消了

•与2022年相比，2023年以更高的平均汇率换算美元收益的有利效果；

•我们在美国的天然气输送和储存资产的有利合同；

•确认可归因于2023年生效的德克萨斯东部费率案和解的收入；以及

•2023年第二季度收购特雷斯·帕拉西奥斯和2023年第四季度收购Aitken Creek的贡献。

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气体的分配和储存

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益			1,592			1,827			2,117

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

EBITDA是负面的受影响2.52亿美元，原因是由于OEB的第一阶段决定，某些资本项目、资本成本和养老金余额在2023年第四季度确认减值2.81亿美元。

在考虑上述因素后，剩余的1,700万美元增长主要是由以下重要业务因素解释的：

•由于费率和客户基础增加以及合同市场需求增加而产生的经销费用增加；部分抵消

•与汇率中包含的正常天气预报相比，2023年较正常天气温暖对2023年EBITDA的负面影响同比约为8600万美元；以及

•运营和行政费用增加，主要是因为与养恤金有关的费用增加。

可再生能源发电

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前收益			149			262			508

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

EBITDA是负面的受影响增加1.22亿美元由于某些罕见或非操作因素，主要由以下原因解释：

•查普曼牧场风电设施减值损失2.61亿美元，但被2023年没有计入魔幻谷2.27亿美元减值损失部分抵消；以及

•2023年非现金未实现净亏损7200万美元，而2022年未实现净收益为800万美元，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。

在考虑到上述负面因素后，剩余的增加900万美元这主要是由以下重要的业务因素解释的：

•从某些风能和太阳能开发合同赚取的费用；

•由于2023年11月收购了河西和信天翁海上风能设施24.45%的权益，这些设施的贡献增加；以及

•圣纳泽尔离岸风能项目的捐款，该项目于2022年12月达到全部运行能力；部分抵消

•降低欧洲海上风电设施的能源价格；以及

•加拿大和美国陆上风能设施的风能资源减弱。

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能源服务

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的亏损			(37)			(417)			(313)

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12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

EBITDA是正向受某些非经营因素影响的1.17亿美元，主要原因是2023年的非现金未实现净收益为7300万美元，而2022年的未实现净亏损为2700万美元，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的衍生品的重估。

考虑到上述因素后，剩余的2.63亿美元增加这主要是由以下重要的业务因素解释的：

•某些吸引力较低的运输承诺到期；

•与2022年相比，我们拥有能力义务和存储机会的设施实现了更有利的利润率；以及

•与2022年相比，市场结构现货溢价不那么明显。

淘汰和其他

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)			837			(1,124)			356

抵销和其他包括没有分配给业务部门的运营和行政成本、外汇对冲结算的影响以及我们全资拥有的专属自保保险子公司的活动。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12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较

由于某些罕见或非运营因素，EBITDA受到19亿美元的积极影响，主要原因是：

•2023年非现金未实现净收益为6.23亿美元，而2022年未实现净亏损为10.9亿美元，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年缺少：与我们在木纤维液化天然气项目的投资购买有关的1.14亿美元的交易成本，以及因办公室搬迁计划而导致的租赁资产减值4400万美元；以及

•2023年非现金未实现净收益为3500万美元，而2022年未实现净亏损为2500万美元，反映了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；部分抵消了

•因收购而产生的3100万美元的交易成本。

在考虑了上述非运营因素后，我们看到了1800万美元增加在EBITDA中，这主要是由于收购的预融资带来了更高的投资收入。

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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扩建项目3			100		%	4.77亿美元			1.7亿美元			在建工程			2023 - 2024
2.			德克萨斯州东部的现代化			100		%	3.94亿美元			3700万美元			施工前			2025 - 2026
3.			T-北向扩展			100		%	12亿美元			7000万美元			施工前			2026
4.			里约热内卢石油管道5			100		%	12亿美元			6600万美元			施工前			2026
5.			木纤维液化天然气6			30		%	15亿美元			3.1亿美元			在建工程			2027
6.			T-South扩展4			100		%	40亿美元			6700万美元			施工前			2028
可再生能源发电
7.			FéCamp Offshore Wind7			17.9		%	6.92亿美元			5.28亿美元			在建工程			1Q-2024
									(4.71亿欧元)			(3.62亿欧元)
8.			卡尔瓦多斯近海风8			21.7		%	9.54亿美元			3.07亿美元			在建工程			2025
									(6.45亿欧元)			(2.14亿欧元)
9.			狐狸松鼠太阳能			50		%	4.06亿美元			1.52亿美元			在建工程			2023-2024

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截至2023年12月31日，确定了项目迄今的支出和状况。

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。

与发展项目的开发和完成有关的风险在第一部分中描述。第1A项。 风险因素。

输气与中游

以下商业担保的增长项目目前正处于不同的建设阶段：

•德克萨斯州东部威尼斯扩建项目– 将德州东线的40号线从现有的New Roads压缩机站逆转并扩展到一个新的交货点，拟议中的Gator Express管道就在德克萨斯东线的Larose压缩机站以南。该项目预计每天向Venture Global Plaquemines LNG输送15亿立方英尺(Bcf/d)天然气，Venture Global Plaquemines LNG是LLC位于路易斯安那州Plaquemines Parish的液化天然气出口设施，以长期收付合同为基础。

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•德克萨斯州东部的现代化-该计划是对宾夕法尼亚州和新泽西州的压缩设施进行现代化改造，以提高我们德克萨斯州东部系统多个地点的安全性和可靠性，并减少相关的温室气体排放。该计划将在2024年开始的几年内分阶段完成。

•T-北向扩展-西海岸能源公司S(西海岸)BC管道在不列颠哥伦比亚省北部的扩建项目，包括管道回路、额外的压缩机机组和其他辅助站改造，以支持5.35亿立方英尺/天(Mmcf/d)的额外产能。该项目将以服务成本商业模式为基础，目标投入使用日期为2026年。2024年1月8日，我们向CER提交了监管申请。

•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将2.6bcf/d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。

•木纤维液化天然气项目– 在不列颠哥伦比亚省斯夸米什建造液化和浮动储存设施，以及扩建不列颠哥伦比亚省管道系统。该项目预计将于2027年投入使用。

•T-South扩展-扩建西海岸BC管道的T-South段，包括管道环路、额外的压缩机单元和其他辅助站改造，以支持300 mm cf/d的额外能力。该项目预计将于2028年投入使用，并将以服务成本商业模式为基础。

可再生能源发电

以下商业担保增长项目预计将于2023年至年间投入使用

2025:

•FéCamp离岸风能项目-一个海上风力项目，将由位于法国西北海岸外的71台风力涡轮机组成，预计将产生约500兆瓦(MW)的电力。项目收入由一份为期20年的固定电价购电协议(PPA)支撑。

•卡尔瓦多斯海上风能项目-一个位于法国西北海岸外的海上风力发电项目，预计将产生约448兆瓦的电力。项目收入以20年固定价格购买力平价为基础。

•狐狸松鼠太阳能-俄亥俄州一个完全签约的地面太阳能设施，预计装机容量约为577兆瓦。第一阶段于2023年12月成功开始运营。假设满足某些条件，我们计划在2024年投资于以下阶段。项目收入以20年固定价格购买力平价为基础。

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流动资金和资本资源

保持财务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获得或正在开发的资本项目和收购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，这些因素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的银行和金融机构使用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。

在正常业务过程中产生的重大合同义务主要包括长期合同、年度债务到期日和相关利息义务、通行权和租赁。见第II部分。项目8.财务报表和补充数据--附注17--债务和附注26-租契截至2023年12月31日，与债务和租赁有关的未偿还金额。

长期合同是我们签署的购买服务、管道和其他材料的合同，总计89亿美元预计将在未来五年内支付。剩余的长期合同主要包括以下购买义务：天然气和原油运输和储存合同的确定能力付款、天然气购买承诺、服务和产品购买义务以及电力承诺。

我们的融资计划定期更新，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，包括恢复我们的股息再投资和股票购买计划或按市场发行股票。

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。根据我们的融资计划，我们在2023年完成了以下长期债务发行，总额分别为85亿美元和39亿美元：

实体			发行日期			发行类型			金额
(除非另有说明，否则以百万加元为单位)
安桥。			2023年3月			与可持续发展相关的高级说明			2,300美元
安桥。			2023年3月			高级笔记			700美元
安桥。			2023年5月			中期票据			$1,100
安桥。			2023年5月			与可持续性有关的中期票据			$400
安桥。			2023年9月			固定对固定的附属票据			2,000美元
安桥。			2023年9月			固定对固定的附属票据			$1,000
安桥。			2023年11月			高级笔记			3500美元
Enbridge Gas Inc.			2023年10月			中期票据			$1,000
Enbridge管道公司			2023年8月			中期票据			$350

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信贷安排、评级和流动性

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12月31日我们承诺的信贷安排的详细信息，包括定期贷款：

			成熟性1			总设施			抽签2			可用
(百万加元)
安桥。			2024-2028			8,876			3,177			5,699
Enbridge(美国)Inc.			2025-2028			8,373			670			7,703
Enbridge管道公司			2025			2,000			449			1,551
Enbridge Gas Inc.			2025			2,500			400			2,100
承诺信贷额度合计						21,749			4,696			17,053

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。

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。截至2023年12月31日，由于2023年9月46亿美元的股票发行、2023年9月次级长期债券发行和2023年11月优先票据发行，对这一安排的承诺随后降至零。

除了上述已承诺的信贷安排外，我们还保留了11亿美元的未承诺即期信用证安排，其中5.72亿美元截至2023年12月31日尚未使用。截至2022年12月31日，我们有13亿美元的未承诺信用证融资，其中6.89亿美元未使用。

截至2023年12月31日，我们的可用净流动资金总额为230亿美元(2022年至100亿美元)，其中包括171亿美元(2022年至91亿美元)的可用信贷安排以及59亿美元(2022年至8.61亿美元)的不受限制的现金和现金等价物，如综合财务状况报表中所述。

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12月31日，我们遵守了所有债务公约，并预计将继续遵守这些公约。

 

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现金流的增长、从多元化来源获得流动资金的便利条件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。2023年，我们在DBRS Morningstar、惠誉评级、穆迪投资者服务公司和标准普尔的信用评级都得到了肯定。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。综合财务状况表中报告的限制性现金总额为8400万美元，主要包括以信托方式收集和持有的现金抵押品和未来管道放弃成本。某些附属公司持有的现金及现金等价物可能无法随时取得以供本公司作其他用途。

剔除当前长期债务的到期日，截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，我们的营运资本头寸分别为正30亿美元和负21亿美元。2023年，营运资本状况为正的主要因素是与收购预融资相关的现金增加。2022年，导致营运资本状况为负的主要因素是与我们的增长资本计划相关的流动负债。

 

现金的来源和用途

截至2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元)
经营活动			14,201			11,230			9,256
投资活动			(6,043)			(5,270)			(10,657)
融资活动			(2,864)			(5,428)			1,236
换算外币现金及现金等价物及受限制现金的影响			(216)			55			(5)
现金及现金等价物和限制性现金的净变化			5,078			587			(170)

截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度的主要现金来源及用途概述如下：

经营活动

通常，影响经营活动提供的现金同比的主要因素包括我们的经营资产和负债在正常情况下因各种因素而发生的变化，包括商品价格和活动水平波动对我们业务部门内营运资金的影响，纳税时间以及一般现金收支时间。参见第二部分。项目8.财务报表及补充资料-附注28。经营性资产和负债的变化。 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，如下文所述 经营成果， 以及股权投资的分配。

投资活动

投资活动所用现金主要与执行资本计划的资本支出有关，进一步描述见 增长项目-商业担保项目。项目批准的时间、施工和投入使用的日期影响到现金需求的时间。投资活动所用现金亦受收购及出售所影响，如下文所述 最近的发展，以及对我们的股权投资的贡献和分配的变化。

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截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的不动产、厂房和设备增加额摘要如下：

截至2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元)
液体管道			1,158			1,418			4,051
输气与中游			1,890			1,647			2,353
天然气的分配和储存			1,451			1,499			1,343
可再生能源发电			100			50			16
能源服务			—			—			1
淘汰和其他			55			33			54
资本支出总额			4,654			4,647			7,818

2023

投资活动中使用的现金增加，主要原因如下：

•在中国的缺席2023年8月完成对DCP Midstream，LLC的合资合并交易所得的收益；以及

•与2022年相比，2023年与收购相关的现金流出更多。

上述因素被2023年较高的分布部分抵消，主要与我们对Nexus Gas Transport，LLC的投资有关。

2022

投资活动中使用的现金减少，主要原因如下：

•由于美国L3R计划于2021年第四季度投入使用，资本支出减少；

•与2021年相比，2022年与收购相关的现金流出减少；以及

•2022年8月完成对DCP Midstream LLC的合资合并交易所得收益。

上述因素被以下因素部分抵消：

•2022年没有收到2021年出售我们在Noverco Inc.的权益的所得款项。于二零二一年十二月;及

•我们的全资附属专属自保保险公司所持有的投资增加。

融资活动

融资活动中使用的现金主要与发行和偿还外债有关，以及与我们的普通股和优先股股东进行的与股息、股票发行、股票赎回和NCIB下的普通股回购有关的交易。融资活动所用现金亦受向非控股权益作出的分派及来自非控股权益的出资变动影响。

2023

融资活动所用现金减少主要由于以下因素：

•与2022年同期相比，2023年的长期债务发行量增加;

•我们的公开发行普通股，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，旨在为收购应付的总现金对价的一部分提供资金;

•2023年没有赎回优先股，2022年第一季度和第二季度分别为系列17和系列J。

82

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上述因素被下列因素部分抵销：

•与2022年同期相比，2023年的商业票据和信贷融资偿还净额增加;

•2023年短期借款的净偿还额与2022年的净发行额相比;

•2023年没有从2022年10月出售我们的区域油砂系统七条管道的非经营性权益收到的所得款项;

•与2022年同期相比，2023年的长期债务偿还额较高;以及

•增加普通股股息支付主要是由于我们的普通股股息率的增加和流通在外的普通股数量的增加。

2022

融资活动所用现金增加主要由于以下因素：

•与2021年的提款相比，2022年的商业票据和信贷融资偿还净额;

•与2021年相比，2022年的长期债务偿还额增加，长期债务发行量减少;

•分别于2022年第一及第二季度赎回优先股、系列17及系列J;

•在2022年以约1.51亿美元回购和注销NCIB下的2，737，965股普通股;以及

•增加普通股股息支付主要是由于我们普通股股息率的增加。

上述因素被以下因素部分抵消：

•于2022年10月出售区域油砂系统七条管道的非营运权益所得收益；及

•2022年没有赎回2021年第一季度西海岸的优先股。

表外安排

我们在正常业务过程中达成担保安排，以促进与第三方的商业交易，包括财务担保、备用信用证、债务担保、担保债券和赔偿。请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注31--担保进一步讨论担保安排。

除了为我们的股权投资达成的担保安排和融资外，我们没有重大的表外融资实体或结构。有关这些承诺的更多信息，请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据-- 附注30--承付款和或有事项和附注12--可变利息实体。

我们没有重大的表外安排，对我们的财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或资本资源具有或可能产生当前或未来影响。

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已发行优先股

我们已发行优先股的特点如下：

			股息率			分红1			每股收益基数 救赎 价值2			救赎和 转换 期权日期2,3			权 转换 变成3,4
（加元，除非另有说明）
A系列优先股			5.50		%	$1.37500			$25			—			—
优先股，B系列			5.20		%	$1.30052			$25			2027年6月1日			C系列
优先股，D系列5			5.41		%	$1.35300			$25			2028年3月1日			E系列
优先股，F系列6			5.54		%	$1.38452			$25			2028年6月1日			G系列
优先股，G系列7			6.96		%	$1.90704			$25			2028年6月1日			F系列
优先股，H系列8			6.11		%	$1.52800			$25			2028年9月1日			系列I
第一系列优先股9			7.19		%	$1.81004			$25			2028年9月1日			H系列
优先股，系列L			5.86		%	1.46448美元			US$25			2027年9月1日			M辑
优先股，N系列			6.70		%	$1.67400			$25			2028年12月1日			O系列
优先股，P系列			4.38		%	$1.09476			$25			2024年3月1日			Q系列
优先股，R系列			4.07		%	$1.01825			$25			2024年6月1日			S系列
优先股，系列110			6.70		%	1.67592美元			US$25			2028年6月1日			系列2
优先股，系列3			3.74		%	$0.93425			$25			2024年9月1日			系列4
优先股，系列5			5.38		%	1.34383美元			US$25			2024年3月1日			系列6
优先股，系列7			4.45		%	$1.11224			$25			2024年3月1日			系列8
优先股，系列9			4.10		%	$1.02424			$25			2024年12月1日			系列10
优先股，系列11			3.94		%	$0.98452			$25			2025年3月1日			系列12
优先股，系列13			3.04		%	$0.76076			$25			2025年6月1日			系列14
优先股，系列15			2.98		%	$0.74576			$25			2025年9月1日			系列16
优先股，系列1911			6.21		%	$1.55300			$25			2028年3月1日			系列20

1股东有权获得董事会宣布的固定累计季度优先股息。除A系列优先股外，这种固定股息率自初始赎回和转换期权日期起每五年重置一次。优先股、系列G和系列I包含股息率每季度重置的功能。优先股系列19包含一项功能，即固定股息率每五年重置一次，将不低于4.90%。没有其他系列的优先股具有这一功能。

2A系列优先股可随时根据我们的选择进行赎回。对于所有其他优先股系列，吾等可选择赎回全部或部分已发行优先股，按每股基本赎回价值加上所有应计及未付股息，于赎回期权日期及其后每五周年赎回。

3在若干条件的规限下，持有人将有权于转换购股权日期及其后每隔五周年，按相当于每股基本赎回价值的归属发行价，按一对一基准将其股份转换为指定系列的累积可赎回优先股。

4除优先股A系列外，于赎回及转换期权日期后，持有人可选择按以下比率收取每股季度浮动利率累计股息：$25 x(季度天数/全年天数)×三个月加拿大政府国库券利率+2.4%(C系列)、2.4%(E系列)、2.5%(G系列)、2.1%(I系列)、2.7%(O系列)、2.5%(QQ系列)、2.5%(S系列)、2.4%(系列F4)、2.6%(系列F8)、2.7%(系列C10)、2.6%(系列C12)、2.7%(系列C14)、2.7%(系列C16)或3.2%(系列20)；或25美元x(季度天数/一年天数)x 3个月美国政府国库券利率+3.2%(系列M)、3.1%(系列2)或2.8%(系列6)。

5由于2023年3月1日年度股息的重置，D系列优先股的季度股息从2023年3月1日的0.27875美元增加到0.33825美元。

6由于2023年6月1日年度股息的重置，优先股F系列的季度股息从2023年6月1日的0.29306美元增加到0.34613美元。

72023年6月1日，1,827,695股已发行的F系列优先股转换为G系列优先股。

8由于2023年9月1日年度股息的重置，H系列优先股的季度股息从2023年9月1日的0.27350美元增加到0.38200美元。

9于2023年9月1日，2，350，602股已发行优先股H系列转换为优先股I系列。

10由于二零二三年六月一日重新设定年度股息，优先股第一系列的每股季度股息由二零二三年六月一日的0. 37182美元增加至0. 41898美元。

11由于2023年3月1日重新设定年度股息，第19系列优先股的每股季度股息从2023年3月1日的0.30625美元增加至0.38825美元。

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分红

自1953年成为上市公司以来，我们每年都支付普通股股息。2023年11月，我们宣布将季度股息增加3.1%，至每股普通股0.9150美元，即年化3.66美元，自2024年3月1日支付股息起生效，从而宣布连续29年增加股息。

截至2023年及2022年12月31日止年度，已付股息总额为73亿美元和70亿美元，全部以现金支付，并反映在 合并现金流量表中的筹资活动现金流量.

于2023年11月28日，我们的董事会宣布以下季度股息。所有股息将于2024年3月1日支付给2024年2月15日登记在册的股东。

			每股股息
普通股1			$0.91500
A系列优先股			$0.34375
优先股，B系列			$0.32513
优先股，D系列			$0.33825
优先股，F系列			$0.34613
优先股，G系列2			$0.47676
优先股，H系列			$0.38200
第一系列优先股3			$0.45251
优先股，系列L			0.36612美元
优先股，N系列4			$0.41850
优先股，P系列			$0.27369
优先股，R系列			$0.25456
优先股，系列1			0.41898美元
优先股，系列3			$0.23356
优先股，系列5			0.33596美元
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19			$0.38825

1从2024年3月1日起，每股普通股的季度股息增加了3.1%，从0.8875美元增至0.9150美元.

2由于按季度重置，G系列优先股的季度股息从2023年12月1日的0.47245美元增加到0.47676美元。

3优先股第一系列的季度每股股息从2023年12月1日的0.44814美元增加到0.45251美元，原因是在发行之日之后按季度重置。

4由于2023年12月1日年度股息的重置，优先股N系列的季度股息从2023年12月1日的0.31788美元增加到0.41850美元。

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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4.750			2025年到期的债券利率为5.875%
优先债券2025年到期，息率3.500			2033年到期的5.950%债券
优先债券2026年到期，息率3.375			2034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4.500			2040年到期的债券利率为5.500
			2045年到期的债券利率为7.375%

1截至2023年12月31日，SEP票据的未偿还本金总额约为32亿美元。

2截至2023年12月31日，EEP票据的未偿还本金总额约为24亿美元。

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Enbridge保证下的票据

美元计价1			以CAD计价2
2024年到期的浮动利率优先票据			2024年到期的3.950%中期票据
2024年到期的3.500%优先票据			2.440% 2025年到期中期票据
2.150% 2024年到期的优先票据			3.200% 2027年到期中期票据
2.500% 2025年到期的优先票据			2027年到期的5.700%中期票据
2.500% 2025年到期的优先票据			6.100% 2028年到期的中期票据
2026年到期的4.250%优先票据			4.900% 2028年到期的中期票据
2026年到期的1.600%优先票据			2.990% 2029年到期中期票据
2026年到期的5.969%优先票据			2030年到期的7.220%中期票据
2026年到期的5.900%优先票据			7.200% 2032年到期的中期票据
2027年到期的3.700%优先票据			6. 2032年到期的100%可持续发展挂钩中期票据
优先债券2028年到期，息率6.000			3.100%与可持续发展挂钩的中期票据，2033年到期
优先债券2029年到期，息率3.125			5.360%与可持续发展挂钩的中期票据，2033年到期
优先债券2030年到期，息率6.200			5.570%中期票据，2035年到期
2033年到期的2.500%与可持续发展相关的优先债券			5.750%中期票据，2039年到期
2033年到期的5.700%与可持续发展相关的优先债券			5.120%中期票据，2040年到期
4.500厘优先债券，2044年到期			4.240%中期票据，2042年到期
5.500厘优先债券，2046年到期			4.570%中期票据，2044年到期
4.000厘优先债券，2049年到期			4.870%中期票据，2044年到期
优先债券2051年到期，息率3.400			4.100%中期票据，2051年到期
优先债券2053年到期，息率6.700			2052年到期的6.510%中期票据
			2053年到期的5.760%中期票据
			4.560%中期票据，2064年到期

1于2023年12月31日，Enbridge美元票据的未偿还本金总额约为157亿美元。

2截至2023年12月31日，Enbridge加元计价票据的未偿还本金总额约为110亿美元。

美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)S-X规则第3-10条为担保证券的完全合并子公司发行人和附属担保人提供豁免，使其不受修订后的1934年证券交易法(交易法)的报告要求的限制，并允许提供财务信息摘要，而不是为每个合伙企业提交单独的财务报表。

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2013年12月31日止的年度，			2023
(百万加元)
营业亏损			(149)
收益			4,273
普通股股东应占收益			3,921

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合并财务状况汇总表

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
现金和现金等价物			6,525			425
联属公司应收账款			3,440			2,486
从关联公司应收短期贷款			3,291			5,232
其他流动资产			491			969
从关联公司应收的长期贷款			45,702			43,873
其他长期资产			3,303			4,111
应付联属公司的帐款			2,264			1,375
应付给关联公司的短期贷款			807			1,745
应付贸易和应计负债			743			716
其他流动负债			7,256			8,036
应付给关联公司的长期贷款			35,556			37,626
其他长期负债			52,096			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%。

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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。

合作伙伴关系还保证Enbridge在其现有信贷安排下的义务.

法律和其他更新

液体管道

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。

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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。2023年12月12日，第七巡回法院要求美国在本上诉中以法庭之友的身份提交诉状，以解决美国和加拿大之间关于运输管道的协议的效力，以及美国认为是实质性的任何其他问题。各方简报已于2023年12月15日完成。口头辩论定于2024年2月进行，我们预计将在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名这是巡回法庭的简报已于2023年底完成，口头辩论已定于2024年3月进行。我们预计在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，包括达科他州接入管道（DAPL）。立岩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，质疑陆军部队对DAPL的地役权的合法性，包括陆军部队的环境审查和部落协商程序的充分性。Oglala Sioux和Yankton Sioux部落也在2018年提起诉讼，声称类似的索赔。

2017年6月14日，地方法院发现陆军部队的环境审查存在缺陷，并命令陆军部队对DAPL的泄漏风险进行进一步研究。

2020年3月25日，为了回应部落的修正投诉，地方法院发现陆军部队随后于2018年8月完成的环境审查也存在缺陷，并命令陆军部队编写环境影响报告（EIS），以解决与DAPL造成的潜在泄漏影响有关的未解决争议。2020年7月6日，地方法院发布命令，撤销陆军部队对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搁置了地区法院7月6日关闭和清空管道的命令。

90

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2021年1月26日，美国上诉法院确认了地方法院的判决，认为陆军部队必须准备一份环境影响报告书，陆军部队对DAPL的地役权被腾空。美国最高法院随后拒绝了Dakota Access，LLC要求审查要求提供环境影响报告书的决定的请求。美国上诉法院还裁定，在没有强制令程序的情况下，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，陆军部队可以考虑是否允许DAPL在没有地役权的情况下继续运作。

陆军部队早些时候表示，尽管没有地役权，但它不打算行使权力禁止DAPL继续运作。

2023年9月8日，陆军部队发布了其EIS草案，该草案评估了DAPL在五种替代方案下的影响：拒绝地役权拆除管道;拒绝地役权并保留管道;在先决条件下授予地役权。（允许管道及其相关设施的持续运行、维护和最终拆除）;授予地役权，并附加一些新的安全条件;以及改变管道的路线。陆军部队没有确定一个首选的替代方案。从发布环境影响报告书草案开始的公众意见征询期于2023年12月13日结束。在环境审查进程继续进行的同时，管道将继续运作。

输气与中游

辅助黑貂

先前报告的NGL供应协议对手方对AuxSable提出的索赔已于二零二三年第四季度解决并终止。于2023年第三季度已就该申索确认拨备。

其他诉讼

我们及我们的附属公司须面对日常业务过程中产生的各种其他法律及监管行动及程序，包括干预监管程序及质疑监管批准及许可。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。

税务事宜

我们及其附属公司维持与不确定税务状况有关的税务负债。虽然我们认为这些税务状况是完全可以支持的，但如果税务当局提出质疑，在审查时可能无法完全维持。

关键会计政策和估算

我们的综合财务报表根据美国公认会计原则编制，该原则要求管理层作出影响综合财务报表及随附附注所呈报金额的估计、判断及假设。于作出判断及估计时，管理层依赖外部资料及可观察条件（如可能），并按需要辅以内部分析。我们相信，下文讨论的最重要会计政策及估计对我们业务的各个分部均有影响。

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企业合并

会计准则第805号 企业合并对我们的收购进行会计处理。收购的资产和假设负债按收购之日的估计公允价值入账。商誉是指购买价格超过可确认净资产公允价值的部分。虽然我们使用我们的最佳估计和假设来准确评估收购之日收购的资产和承担的负债，以及任何或有对价，但我们的估计本身存在不确定性，需要进行改进。在自收购日期起计最长一年的计量期内，我们记录了对收购资产和承担的负债的调整，并与商誉进行了相应的抵销。于计量期结束或收购资产或承担负债的价值最终厘定后(以先到者为准)，其后的任何调整均记入我们的综合收益表。

对企业合并进行会计处理需要在收购之日作出重大判断、估计和假设。在制定收购日期的公允价值估计时，我们利用了各种因素，包括市场数据、历史和未来预期现金流、增长率和贴现率。我们假设的主观性质增加了与围绕被收购实体的预期业绩进行估计相关的风险。

商誉减值

商誉是指收购一家企业时，购买价格超过可确认净资产公允价值的部分。商誉的账面价值(未摊销)每年或更频繁地评估减值，如果发生的事件或情况变化表明商誉的账面价值可能会减值。我们在4月1日对商誉余额进行年度审查。

我们在报告单位层面进行年度减值审查，通过评估我们运营部门的组成部分是否构成可获得离散信息的业务、部门管理层是否定期审查这些组成部分的运营结果以及经济和监管特征是否相似来确定减值。我们的报告单位是液体管道、天然气输送、天然气分配和储存以及可再生能源发电。可再生能源发电报告单位从2022年第三季度开始拥有商誉。

我们可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，我们会为每个报告单位确定公允价值的驱动因素，并评估自上次公允价值评估以来，这些驱动因素是否受到相关事件和情况的积极或负面影响。我们的评估包括但不限于对宏观经济趋势、监管环境变化、资本可获得性、营业收入趋势和行业状况变化的评估。基于我们对定性因素的评估，如果我们确定报告单位的公允价值很可能少于其账面价值，则会进行商誉减值量化评估。

量化商誉减值评估涉及确定我们报告单位的公允价值，并将这些价值与每个报告单位的账面价值进行比较。如果报告单位的账面价值(包括已分配商誉)超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。这一金额不应超过商誉的账面价值。我们报告单位的公允价值是使用贴现现金流技术估计的。使用贴现现金流量法确定公允价值时，需要使用与折现率、预计营业收入、预期未来资本支出和营运资本水平相关的估计和假设，以及液体管道、天然气传输和可再生发电报告单位的终端价值增长率，以及天然气分配和储存报告单位的预计监管费率基数和费率基数倍数。

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对持有待售和已处置业务的商誉分配是根据相关报告单位所包括业务的相对公允价值进行的。

2023年4月1日，我们进行了年度商誉减值评估，该评估包括对液体管道、天然气输送、天然气分配和储存以及可再生能源发电报告单元的定性评估，没有确定减值指标。由于天然气输送报告单位于2022年录得减值，以及英国国税局对Enbridge Gas第一期的决定，吾等于2023年12月1日对天然气输送及天然气分配及储存报告单位进行了量化评估，结果并未确认任何报告单位的减值费用。此外，我们在2023年剩余时间内没有确定任何商誉减值指标。

天然气输送报告单位仍然面临风险，因为进行的定量测试导致公允价值比账面价值高出不到10%，一旦Alliance管道和AUX硫磺处置在2024年关闭，报告单位的公允价值将会减少。

资产减值

当事件或情况，例如经济陈旧、商业环境、法律或法规变化或其他因素显示我们可能无法收回我们资产的账面价值时，我们会评估我们的财产、厂房和设备的可回收性。我们定期监测我们的业务、市场和商业环境，以确定可能表明资产可能无法追回的指标。如果确定一项资产的账面价值超过其预期的未贴现现金流，我们将评估该资产的公允价值。当资产的账面价值超过其公允价值时，确认减值损失。

对于权益法投资，我们在每个资产负债表日期评估是否有客观证据表明，通过完成对影响投资的因素的定性或定量分析，该投资受到了减值。如果有客观的减值证据，我们确定低于账面价值的下降是否是暂时的。如果确定下降是非暂时的，则在收益中计入减值费用，并抵销投资的账面价值减少。

资产公允价值是使用现值技术确定的。使用现值技术确定公允价值时，需要使用有关未来现金流量和加权平均资本成本的预测和假设。对这些预测和假设的任何改变都可能导致对资产可回收性的评估以及对综合收益表中减值损失的确认的修订。

持有待售资产

我们将资产归类为持有待售资产，即管理层承诺制定正式计划积极营销一项或一组资产，并且管理层认为资产很可能在一年内出售。我们按照资产的账面价值和估计公允价值减去出售成本中的较低者来计量被归类为持有待售的资产。

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监管会计

我们业务的某些部分受到不同主管部门的监管，包括但不限于CER、FERC、艾伯塔省能源监管机构、不列颠哥伦比亚省能源监管机构、OB和魁北克L能源监管机构。监管机构对建筑、差饷和差饷制定以及与客户达成协议等事项行使法定权力。为确认监管机构行动的经济影响，在这些业务中确认某些收入和支出的时间可能不同于美国公认会计准则对不受利率监管的实体的预期。

差饷厘定过程中的主要决定因素包括：

•提供服务的成本，包括经营成本、资本投入、折旧费用和税费；

•允许的回报率，包括资本结构的权益部分和相关所得税；

•资本结构中债务部分的利息成本；以及

•合同和批量吞吐量假设。

允许的回报率是根据适用的监管模式确定的，可能会影响我们的盈利能力。我们许多项目的费率是基于服务成本回收模式，该模式遵循监管机构的权威指导。根据服务成本收费方法，我们是根据预测的使用量和成本计算使用费。预测结果与实际结果之间的差异会导致任何给定年份的复苏过度或不足。监管资产是指预计在未来一段时间内通过利率从客户那里收回的金额。监管责任是指预期在未来期间通过差饷向客户退还的金额，即在发生成本之前向客户收取的金额，或支付与CER的土地事项咨询倡议(LMCI)相关的未来放弃成本，以及监管机构批准的未来搬迁和场地恢复成本。如果我们对受监管资产收回概率的评估发生变化，我们会将其账面金额减少到我们预计在未来期间通过利率从客户那里收回的余额。如果监管机构后来将资本化为监管资产的全部或部分成本从允许成本中剔除，我们将按排除的金额减少资产的账面价值。

监管资产和负债的确认基于监管机构的行动或预期的未来行动。如果监管机构的行动与我们的预期不同，收回或结算监管余额的时间和金额可能与记录的情况有很大不同。在没有利率监管的情况下，我们通常不会确认监管资产或负债，收益影响将在发生费用或赚取收入的期间记录。当预期有关金额将通过监管机构批准的未来利率收回或清偿时，监管资产或负债将就递延所得税确认。在2023年第四季度，南方光管道完成了开放季节，谈判新的运输服务协议，从2025年起生效。我们预计不会根据服务成本收费方法续签协议，因此南方之光管道不再受费率管制会计的约束。因此，相关监管负债、监管税务资产和相关监管递延税项负债被取消确认。

截至2023年、2023年和2022年12月31日，我们的监管资产总额分别为57亿美元和65亿美元，监管负债总额为38亿美元。

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折旧

不动产、厂房和设备是我们最大的资产，2023年12月31日和2022年12月31日的账面净值分别为1046亿美元和1045亿美元，折旧按照两种主要方法计提。对于不同的资产，折旧一般是在资产投入使用时开始的估计使用寿命内以直线基础计提的。对于具有可比使用年限的大体上同质的资产组，遵循集合会计方法，即将类似的资产分组并作为集合进行折旧。当集团资产报废或以其他方式处置时，损益不会反映在收益中，而是作为对累计折旧的调整入账。

当确定一项资产的估计使用年限不再反映预期剩余受益期时，对估计使用年限进行预期变化。可用寿命的估算基于第三方工程研究、经验和/或行业实践。在估计我们资产的使用寿命时，有许多固有的假设，包括我们的管道服务的供应区内原油和天然气的开发、勘探、钻井、储备和生产水平，以及对原油和天然气的需求以及我们系统的完整性。这些假设的变化可能会导致对估计使用寿命的调整，这可能会导致我们任何业务部门未来期间的折旧费用发生重大变化。对于某些受汇率管制的业务，折旧率是由监管机构批准的，监管机构可能要求定期研究或更新可能改变折旧率的使用寿命。

退休金和其他退休后福利

我们使用与计算固定收益养恤金和其他退休后负债以及定期收益净成本有关的某些假设。这些假设包括管理层对计划资产预期回报、未来工资水平、其他成本上升、员工退休年龄以及包括贴现率和死亡率在内的其他精算因素的最佳估计。我们参考优质长期公司债券的利率来厘定贴现率，而这些债券的到期日大致与根据各自计划预期未来付款的时间相近。计划资产的预期收益是根据与资产及其预期收益有关的投资政策，使用与市场相关的价值和资产组合的假设来确定的。我们的独立精算师每年都会审查这些假设。与基于假设的结果不同的实际结果将在未来期间摊销，因此可能对未来期间确认的费用和已记录的债务产生重大影响。

以下敏感性分析确定了关键养老金和其他退休后福利(OPEB)义务假设变化0.5%对截至2023年12月31日的年度合并财务报表的影响：

			加拿大												美国
			义务						费用						义务						费用
(百万加元)
养老金
降低贴现率			297						12						52						3
预期资产回报率下降			—						21						—						5
工资增长速度的降低			(60)						(5)						(5)						(1)
OPEB
降低贴现率			15						1						5						—
预期资产回报率下降			不适用						不适用						—						1

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或有负债

针对我们提出的索赔的准备金是根据具体情况确定的。定期审查病例估计数，并在收到新资料时进行更新。评估索赔的过程包括使用估计数和高度的管理判断。未决索赔的最终确定可能会对我们的财务业绩以及某些子公司和投资产生重大影响，详情见法律和其他更新第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注30承付款和或有事项。此外，任何稍后可能变得明显的未声明的索赔可能会对我们的财务业绩以及某些子公司和投资产生实质性影响。

资产报废债务

与长期资产报废相关的资产报废负债(ARO)按公允价值计量，并在合理确定期间确认为其他流动负债或其他长期负债。公允价值接近于第三方执行注销该等资产所需任务所收取的成本，并按预期未来现金流的现值确认。用于估计截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度的预期未来现金流现值的贴现率从1.5%到9.0%不等。ARO计入相关资产的账面价值，并在资产的使用年限内折旧。相应的负债随着时间的推移通过费用计入收益而增加，并通过退役和填海的实际成本减少。我们对退休成本的估计可能会因成本估计和监管要求的变化而改变。目前，对于我们的大部分资产来说，没有足够的数据或信息来合理地确定估计ARO公允价值的和解时间。在这些情况下，ARO的公允价值在会计上被认为是不确定的，因为没有数据或信息可以从过去的实践、行业实践或资产的估计经济寿命得出。

2009年，CER发布了一项与LMCI相关的决定，要求持有授权的人根据CER法案提出一项拟议的程序和机制，以预留资金，以支付加拿大境内用于管道运营的场地未来的废弃费用。CER的决定指出，虽然管道公司最终应对废弃管道的全部成本负责，但废弃成本是提供服务的合法成本，可在CER批准后从管道用户那里收回。在CER最终批准LMCI的收集机制和预留机制后，我们开始收集和预留资金，以支付2015年1月1日起的未来放弃成本。根据经济、社会和文化权利委员会的决定，所收资金以信托形式持有。从托运人那里收取的资金在运输和其他服务收入中报告，并限制长期投资。同时，我们将未来的放弃成本反映为运营和行政费用以及其他长期负债的增加。

会计政策的变化

请参阅第二部分。项目8.财务报表和补充数据--附注3.会计政策的变化.

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

我们的收益、现金流和其他综合收益(OCI)受汇率、利率、大宗商品价格和我们的股价变动的影响。

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。

 

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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。

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，以管理董事会批准的政策上限内的综合浮动利率债务组合，浮动利率债务占未偿债务总额的比例最高为30%。我们主要使用合格的衍生工具来管理利率风险。薪酬固定收益浮动利率掉期可能被用来对冲未来利率变动的影响。我们实施了套期保值计划，通过执行浮动至固定利率掉期和无成本挂钩，部分缓解短期利率波动对利息支出的影响。这些掉期的平均固定利率为4.1%。

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，通过执行平均互换利率为3.5%的浮动至固定利率掉期，部分缓解我们对预测定期债务发行的长期利率波动的敞口。

 

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，以及我们的能源服务子公司的活动，我们的收益、现金流和保证金受到大宗商品价格变化的影响。这些大宗商品包括天然气、原油、电力和天然气。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一种基于股票的薪酬形式--限制性股票单位--产生的收益波动性。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。

市场风险管理

我们有一项风险政策，以最大限度地减少因市场价格变动而产生的不利现金流影响超过定义的风险容忍度的可能性。我们使用标准化的计量方法识别和计量所有大宗商品市场风险，包括商品价格风险、利率风险、外汇风险和股票价格风险。我们的市场风险指标在计入抵销风险的影响后合并风险敞口，并将市场相关风险产生的综合现金流波动性限制在可接受的批准风险容忍度阈值内。我们的市场风险衡量标准是风险现金流(CFAR)。

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CFAR是一种统计衍生指标，用于衡量价格敏感型非衍生品敞口以及我们持有或发行的衍生品工具在一个月持有期内可能因不利的市场价格变动而可能导致的最大现金流损失，这些风险记录在截至2023年12月31日的综合财务状况报表中。CFAR假设不采取进一步的缓解行动来对冲或以其他方式将风险敞口降至最低，而选择一个月的持有期反映了Enbridge对价格风险敏感的资产的组合。实际上，如果需要降低风险，Enbridge的很大一部分风险敞口可以在更短的时间内对冲或平仓。

Enbridge的综合CFAR保单限额为其12个月远期正常化现金流的3.5%。截至2023年12月31日和2022年12月31日，CFAR分别为1亿美元和1.44亿美元，或估计12个月远期正常化现金流的0.9%和1.3%。

流动性风险

流动资金风险指我们将无法履行到期财务责任（包括承诺及担保）的风险。为降低此风险，我们预测12个月滚动期内的现金需求，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维持充足的能力，以应对任何突发事件。我们的流动性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额度下的提款以及长期债务，包括债券和中期票据。我们与证券监管机构的货架招股说明书可以随时进入加拿大或美国的公共资本市场，视市场情况而定。此外，我们透过与多元化银行及机构的承诺信贷融资维持充足的流动资金，如有需要，使我们能够在不进入资本市场的情况下为所有预期需求提供约一年的资金。于2023年12月31日，我们已遵守承诺信贷融资协议及定期债务契约的所有条款及条件。因此，我们可获得所有信贷融资，银行有义务根据融资条款为我们提供资金。我们还确定了各种其他潜在的债务和股权融资来源，包括恢复我们的股息再投资和股票购买计划或在市场上发行股票。

 

信用风险

订立衍生工具或会因交易对手可能违反其合约责任而承受信贷风险。为减低该风险，我们主要与拥有良好投资级信贷评级的机构订立风险管理交易。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限额及合约规定、净额结算安排及使用外部信贷评级服务及其他分析工具持续监察交易对手信贷风险而减轻。

 

我们通常有一个政策，进入个别国际掉期和衍生工具协会，公司。我们与大多数金融衍生工具交易对手签订的协议或其他类似的衍生工具协议。该等协议规定，倘发生破产或其他重大信贷事件，则与特定交易对手之间的未偿还衍生工具须进行净额结算，并于该等情况下减低我们与交易对手之间未偿还金融衍生资产头寸的信贷风险。

公允价值计量

我们按经常性基准按公平值计量的金融资产及负债包括衍生工具及其他金融工具。我们亦披露并非按公平值计量的其他金融工具的公平值。金融工具的公平值反映我们根据普遍接受的估值技术或模式对市值作出的最佳估计，并以可观察的市场价格及利率支持。当该等价值不可用时，我们使用基于可观察市场输入数据的适用收益率曲线的贴现现金流量分析估计公平值。

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项目8.财务报表和补充数据

独立注册会计师事务所报告

致Enbridge Inc.的股东和董事会。

关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法

我们已审核随附Enbridge Inc.的综合财务状况表。本公司及其附属公司（统称本公司）截至2023年及2022年12月31日的综合财务报表，以及截至2023年12月31日止三个年度各年的相关综合收益表、综合收益表、综合权益变动表和综合现金流量表，包括相关附注（统称为综合财务报表）。截至2023年12月31日，我们还根据《财务报告内部控制审计准则》对公司财务报告内部控制进行了审计。 内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。

我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营业绩和现金流量。我们还认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。

意见基础

本公司管理层负责编制该等综合财务报表、维持有效的财务报告内部控制，以及对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。

我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

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财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

商誉减值评估

如综合财务报表附注2和附注15所述，截至2023年12月31日，公司的商誉余额为318.48亿美元。正如管理层披露的那样，年度商誉减值评估于每年4月1日起在报告单位层面进行，或更频繁地在事件或情况表明商誉的账面价值可能减值时进行。管理层可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，管理层考虑了宏观经济趋势、监管环境的变化、资本可获得性、营业收入趋势和行业状况的变化。量化商誉减值评估涉及确定本公司报告单位的公允价值，并将这些价值与包括商誉在内的每个报告单位的账面价值进行比较。公允价值是使用贴现现金流技术估计的。使用贴现现金流量法确定公允价值时，需要使用与折现率、预计营业收入、预期未来资本支出和营运资本水平相关的估计和假设，以及液体管道、天然气输送和中游(天然气输送)和可再生发电报告单位的终端价值增长率，以及天然气分配和储存(气体分配)报告单位的预计监管费率基数和费率基数倍数。截至2023年4月1日，管理层对以下报告单位进行了定性商誉减值评估：液体管道、天然气输送、天然气分配和可再生发电，没有确定减值指标。由于安大略省能源委员会于2023年12月宣布了Enbridge Gas Inc.第一阶段的决定，管理层对截至2023年12月1日的天然气分配报告单位进行了定量评估。此外，管理层对天然气传输报告单位进行了截至2023年12月1日的量化评估。两项评估均未确认任何一个报告单位的减值费用。

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我们决定执行与商誉减值评估相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是，管理层在制定贴现率、预计营业收入、预期未来资本支出、终端价值增长率、预计监管费率基础和费率基础倍数等重大假设时需要做出重大判断，以评估天然气传输和天然气分配报告单位截至2023年12月1日的公允价值(如适用)。这导致了审计师在执行程序时高度的判断力、努力和主观性，以评估量化评估中使用的管理层重大假设的合理性。此外，审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员。

处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。 这些程序包括测试与管理层的量化商誉减值评估有关的控制措施的有效性，包括对确定公司报告单位的公允价值估计的控制。除其他外，这些程序还包括测试管理层制定天然气传输和分配报告单位的公允价值估计的过程。

测试管理层制定公允价值估计的程序包括评估贴现现金流量模型的适当性；测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及评估管理层在确定公允价值估计时使用的重大假设的合理性，这些假设包括贴现率、预计营业收入、预期未来资本支出、预计监管利率基数和利率基数倍数和终端价值增长率。评估预计营业收入、预期未来资本支出和预计监管利率基数的合理性涉及评估这些重大假设是否合理，考虑到公司报告单位当前和过去的业绩、外部行业数据和在审计的其他领域获得的证据(如适用)。具有专门技能和知识的专业人员协助评估管理层贴现现金流模型的适当性，并评估模型中使用的重大假设的合理性，特别是贴现率、终端价值增长率和比率基础倍数。

/s/普华永道会计师事务所

特许专业会计师

加拿大卡尔加里

2024年2月9日

自1949年以来，我们一直担任本公司的审计师。

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安桥。

合并损益表

截至2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元，每股除外)
营业收入
商品销售			18,981			29,150			26,873
配气销售			4,839			5,653			4,026
交通运输和其他服务			19,829			18,506			16,172
总营业收入(注4)			43,649			53,309			47,071
运营费用
商品成本			18,526			28,942			26,608
配气成本			2,840			3,647			2,094
运营和行政管理			8,600			8,219			6,712
折旧及摊销			4,613			4,317			3,852
长期资产减值准备			419			541			—
商誉减值(注15)			—			2,465			—
总运营费用			34,998			48,131			39,266
营业收入			8,651			5,178			7,805
股权投资收益(注13)			1,816			2,056			1,600
从合资企业合并交易中获利(注13)			—			1,076			—
其他收入/(支出)(注27)			1,224			(589)			979
利息支出(注17)			(3,812)			(3,179)			(2,655)
所得税前收益			7,879			4,542			7,729
所得税费用(注24)			(1,821)			(1,604)			(1,415)
收益			6,058			2,938			6,314
(收益)/可归因于非控股权益的亏损			133			65			(125)
可归属于控股权益的收益			6,191			3,003			6,189
优先股股息			(352)			(414)			(373)
普通股股东应占收益			5,839			2,589			5,816
普通股股东应占每股普通股收益(注6)			2.84			1.28			2.87
普通股股东应占每股摊薄收益(注6)			2.84			1.28			2.87

附注是这些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2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元)
收益			6,058			2,938			6,314
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			220			847			162
净投资套期保值未实现损益变动			409			(971)			49
股权投资的其他综合收益/(亏损)			6			(6)			(12)
公允价值套期保值的排除部分			12			(35)			(5)
现金流量套期保值损失收益的重新分类			14			143			235
重新分类为养恤金和其他退休后福利(OPEB)金额的收入			(18)			(10)			21
重新归类为被投资人的收益(收益)/权益损失			—			16			(62)
养老金和OPEB的精算损益			(130)			312			394
外币折算调整			(1,728)			4,406			(507)
其他综合收益/(亏损)，税后净额			(1,215)			4,702			275
综合收益			4,843			7,640			6,589
可归因于非控股权益的综合(收益)/亏损			131			(21)			(95)
可归属于控股权益的全面收益			4,974			7,619			6,494
优先股股息			(352)			(414)			(373)
普通股股东应占全面收益			4,622			7,205			6,121

附注是这些合并财务报表的组成部分。

103

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安桥。

合并权益变动表

截至2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元，每股除外)
优先股(注20)
年初余额			6,818			7,747			7,747
赎回优先股			—			(929)			—
年终余额			6,818			6,818			7,747
普通股(注20)
年初余额			64,760			64,799			64,768
已发行股份，扣除发行成本			4,485			—			—
因行使股票期权而发行的股份			3			53			31
限制性股票单位（RSU）归属时发行的股份，扣除税款			12			—			—
按设定价值购买股份			(80)			(88)			—
其他			—			(4)			—
年终余额			69,180			64,760			64,799
额外实收资本
年初余额			275			365			277
基于股票的薪酬			71			36			28
行使的股票期权			(3)			(50)			(23)
既得RSU			(20)			—			—
购买非控股权益			(28)			(43)			—
互惠利益的变化			—			—			98
其他			(27)			(33)			(15)
年终余额			268			275			365
赤字
年初余额			(15,486)			(10,989)			(9,995)
可归属于控股权益的收益			6,191			3,003			6,189
优先股股息			(352)			(414)			(373)
宣布普通股股息			(7,423)			(7,023)			(6,818)
支付给互惠股东的股息			—			—			8
超过规定价值的股票购买			(45)			(63)			—
年终余额			(17,115)			(15,486)			(10,989)
累计其他综合收益/(亏损)(注22)
年初余额			3,520			(1,096)			(1,401)
普通股股东应占其他综合收益/(亏损)，税后净额			(1,217)			4,616			305
年终余额			2,303			3,520			(1,096)
互惠持股
年初余额			—			—			(29)
互惠利益的变化			—			—			29
年终余额			—			—			—
总Enbridge Inc.股东权益			61,454			59,887			60,826
非控制性权益(注19)
年初余额			3,511			2,542			2,996
非控股权益应占收益/(亏损)			(133)			(65)			125
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			35			(28)			(15)
外币折算调整			(33)			114			(15)
			2			86			(30)
可归因于非控股权益的综合收益/(亏损)			(131)			21			95
分配			(363)			(259)			(271)
投稿			11			1,105			15
赎回非控制性权益			—			—			(293)
购买非控股权益			2			55			—
其他			(1)			47			—
年终余额			3,029			3,511			2,542
总股本			64,483			63,398			63,368
每股普通股支付的股息			3.55			3.44			3.34

附注是这些合并财务报表的组成部分。

104

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安桥。

合并现金流量表

截至2013年12月31日止的年度，			2023			2022			2021
(百万加元)
经营活动
收益			6,058			2,938			6,314
将收益与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧及摊销			4,613			4,317			3,852
递延所得税费用(注24)			1,420			957			1,091
未实现衍生工具公允价值(收益)/损失，净额 (注23)			(1,180)			1,280			(173)
股权投资收益(注13)			(1,816)			(2,056)			(1,600)
来自股权投资的分配			1,998			1,827			1,630
长期资产减值准备			419			541			—
商誉减值(注15)			—			2,465			—
从合资企业合并交易中获利(注13)			—			(1,076)			—
处置（收益）/损失 (注27)			(15)			12			(319)
其他			393			37			(73)
经营性资产和负债的变动 (注28)			2,311			(12)			(1,466)
经营活动提供的净现金			14,201			11,230			9,256
投资活动
资本支出			(4,654)			(4,647)			(7,818)
长期投资、限制性投资和其他投资			(1,276)			(1,041)			(640)
股本投资超过累计收益的分派			1,151			763			533
无形资产的附加值			(222)			(174)			(275)
收购			(954)			(828)			(3,785)
合营企业合并交易所得款项 (注13)			—			522			—
处置所得收益			—			—			1,263
联属公司贷款净变动			(27)			135			65
其他			(61)			—			—
用于投资活动的现金净额			(6,043)			(5,270)			(10,657)
融资活动
短期借款净变化			(1,596)			481			394
商业票据和信贷安排提款的净变化			(8,157)			(1,333)			2,960
债券和定期票据发行，扣除发行成本			15,377			7,547			8,032
债券和定期票据的偿还			(4,819)			(4,198)			(2,264)
出售附属公司的非控股权益(注8)			—			1,092			—
非控制性权益的贡献			11			13			15
对非控股权益的分配			(363)			(259)			(271)
已发行普通股，扣除发行成本			4,450			3			5
回购普通股			(125)			(151)			—
优先股股息			(352)			(338)			(367)
普通股分红			(7,276)			(6,968)			(6,766)
赎回优先股			—			(1,003)			—
赎回子公司持有的优先股			—			—			(415)
关联贷款净变化			71			—			—
其他			(85)			(314)			(87)
融资活动提供的/(用于)的现金净额			(2,864)			(5,428)			1,236
换算外币现金及现金等价物及受限制现金的影响			(216)			55			(5)
现金及现金等价物和限制性现金的净变化			5,078			587			(170)
年初现金及现金等价物和限制性现金			907			320			490
年终现金及现金等价物和限制性现金			5,985			907			320
补充现金流量信息
缴纳所得税的现金			578			495			489
利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额			3,380			2,920			2,427
不动产、厂房和设备以及无形资产非现金应计项目			813			937			831

附注是这些合并财务报表的组成部分。

105

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安桥。

合并财务状况表

12月31日，			2023			2022
(百万加元；百万股数量)
资产
流动资产
现金和现金等价物			5,901			861
受限现金			84			46
应收贸易账款和未开账单收入			4,410			5,616
其他流动资产(注9)			2,440			3,255
联属公司应收账款			85			114
库存(注10)			1,479			2,255
			14,399			12,147
财产、厂房和设备、净值(注11)			104,641			104,460
长期投资(注13)			16,793			15,936
受限的长期投资(注23)			717			593
递延金额和其他资产			8,041			9,542
无形资产，净额(注14)			3,537			4,018
商誉(注15)			31,848			32,440
递延所得税(注24)			341			472
总资产			180,317			179,608
负债和权益
流动负债
短期借款(注17)			400			1,996
应付贸易款项和应计负债			4,308			6,172
其他流动负债(注16)			5,659			5,220
应付联属公司的帐款			26			105
应付利息			958			763
长期债务的当期部分(注17)			6,084			6,045
			17,435			20,301
长期债务(注17)			74,715			72,939
其他长期负债			8,653			9,189
递延所得税(注24)			15,031			13,781
			115,834			116,210
承付款和或有事项(注30)
权益
股本(注20)
优先股			6,818			6,818
普通股 (2,125和2,025分别于2023年、2023年和2022年12月31日未偿还)			69,180			64,760
额外实收资本			268			275
赤字			(17,115)			(15,486)
累计其他综合收益(注22)			2,303			3,520
总Enbridge Inc.股东权益			61,454			59,887
非控制性权益(注19)			3,029			3,511
			64,483			63,398
负债和权益总额			180,317			179,608

可变利息实体(VIE)(注12)

附注是这些合并财务报表的组成部分。

106

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合并财务报表附注

索引

						页
1.			业务概述			108
2.			重大会计政策			109
3.			会计政策的变化			119
4.			收入			120
5.			分段信息			124
6.			普通股每股收益			126
7.			监管事项			126
8.			收购和处置			130
9.			其他流动资产			135
10.			库存			135
11.			物业、厂房及设备			135
12.			可变利息实体			136
13.			长期投资			139
14.			无形资产			142
15.			商誉			142
16.			其他流动负债			143
17.			债务			144
18.			资产报废债务			148
19.			非控制性权益			148
20.			股本			149
21.			股票期权和股票单位计划			152
22.			累计其他综合收益/(亏损)构成			155
23.			风险管理与金融工具			156
24.			所得税			167
25.			退休金和其他退休后福利			170
26.			租契			178
27.			其他收入/(支出)			180
28.			经营性资产和负债的变化			180
29.			关联方交易			181
30.			承付款和或有事项			182
31.			担保			183
32.			季度财务数据(未经审计)			184
33.			后续事件			184

107

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1. 业务概述

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。

Enbridge是一家公开上市的能源运输和分销公司。我们通过以下方式开展业务： 五业务部门：液体管道，天然气输送和中游，天然气分配和储存，可再生能源发电和能源服务。该等报告分部为高级管理层设立之策略性业务单位，以促进实现我们之长期目标、协助资源分配决策及评估营运表现。

液体管道

液体管道由加拿大和美国的管道和终端组成，用于运输和出口各种等级的原油和其他液体碳氢化合物，包括干线系统，区域油砂系统，墨西哥湾沿岸和中部大陆等。2021年10月12日，我们收购了Moda Midstream Operating，LLC（Moda）。 (注8)，其中包括恩布里奇英格尔赛德能源中心，是墨西哥湾沿岸和中部大陆的一个组成部分。

输气与中游

天然气输送和中游包括我们在加拿大和美国的天然气管道和收集及加工设施的投资，包括美国天然气输送，加拿大天然气输送，美国中游和其他。该分部还包括对可再生天然气（RNG）设施的某些投资。

气体的分配和储存

天然气分销和储存由我们的天然气公用事业业务组成，其核心是Enbridge Gas Inc.。（Enbridge Gas），为安大略省的住宅，商业和工业客户提供服务。该业务分部还包括魁北克的天然气分销活动。我们卖掉了在Noverco Inc.的投资。（Noverco），此前在天然气分销和储存部门报告，于2021年12月30日向Trencap L.P. (注13).

可再生能源发电

可再生能源发电主要包括风能和太阳能资产的投资，以及地热、余热回收和输电资产。在北美，资产主要位于艾伯塔省、安大略省和魁北克省，以及科罗拉多州、德克萨斯州、印第安纳州、俄亥俄州和西弗吉尼亚州。我们还在英国、法国和德国运营、在建和积极开发的海上风能设施中持有权益。这一部门还包括2022年9月27日收购的Tri Global Energy，LLC(TGE(注8).

能源服务

我们在加拿大和美国的能源服务业务承担实物商品营销活动和物流服务，以管理我们在各种管道系统上的产量承诺。这一细分市场还为北美炼油商、生产商和其他客户提供能源营销服务。

淘汰和其他

除上述分部外，抵销及其他包括未分配至业务分部的营运及行政成本、外汇对冲结算的影响及我们全资拥有的专属自保保险子公司的活动。我们专属自保保险子公司的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。抵销和其他还包括新的业务开发活动和公司投资。

108

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2. 重大会计政策

这些综合财务报表是根据美国公认会计原则(美国公认会计原则)编制的。除非另有说明，否则金额以加元表示。作为美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)注册人，我们被允许使用美国公认会计准则来满足我们在加拿大和美国的持续披露要求。

预算的列报和使用依据

根据美国公认会计原则编制财务报表时，管理层须作出估计及假设，以影响资产、负债、收入及开支的呈报金额，以及在综合财务报表中披露或有资产及负债。编制综合财务报表时使用的重大估计数和假设包括但不限于：收入中包含的可变对价 (注4);监管资产和负债的账面价值(注7)；采购价格分配(注8)未账单收入；预期信贷损失；折旧率和财产、厂房和设备的账面价值(注11)无形资产的摊销率和账面价值(注14)商誉的计量(注15)资产报废债务的公允价值(ARO)(注18)；股票薪酬的估值(注21)金融工具的公允价值(注23)；所得税拨备(注24)；用于衡量退休福利和OPEB的假设(注25)承付款和或有事项(注30)；估计与环境补救义务有关的损失(注30)。实际结果可能与这些估计不同。

我们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。

合并原则

合并财务报表包括我们的账目以及我们是主要受益人的子公司和VIE的账目。VIE是指在没有额外附属财务支持的情况下没有足够的风险股本为其活动提供资金的法人实体，或者其结构使得股权投资者缺乏通过投票权就实体的运营做出重大决定的能力，或者没有实质性地参与实体的损益。在合同协议开始时，我们进行评估，以确定该安排是否包含某一法人实体的可变权益，以及该法人实体是否为VIE。主要受益人既有权指导VIE的活动，对实体的经济表现产生最重大的影响，也有义务承担VIE的损失，或有权从VIE获得可能对VIE产生重大影响的利益。如果我们得出结论认为我们是VIE的主要受益者，我们就合并VIE的账目。我们评估实体中的所有可变利益，并在确定我们是否为主要受益者时使用我们的判断。其他考虑的定性因素包括决策责任、VIE资本结构、风险和报酬分享、与VIE的合同协议、投票权和其他各方的参与程度。如果与VIE相关的事实和情况发生变化，我们将在持续的基础上评估VIE的主要受益人决定。如果确定一个实体不是VIE，则应用有投票权的实体模型，持有多数投票权的投资者合并该实体。合并财务报表还包括我们代表普通合伙人的任何有限合伙企业的账目，并根据所有事实和情况控制这种有限合伙企业，除非有限合伙人拥有实质性的参与权或实质性的退出权。对于我们在资产和负债中保留不可分割权益的某些投资，我们会按比例记录我们在资产、负债、收入和费用中的份额。

所有公司间账户和交易在合并后被注销。由不控制该实体的其他方代表的子公司的所有权权益在合并财务报表中作为非控股权益的活动和余额列示。我们对其施加重大影响的投资和实体采用权益法核算。

109

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监管

我们业务的某些部分受到不同监管机构的监管，包括但不限于加拿大能源监管机构、联邦能源监管委员会、艾伯塔省能源监管机构、卑诗省能源监管机构、安大略省能源局和魁北克L能源监管机构。监管机构对建筑、差饷和差饷制定以及与客户达成协议等事项行使法定权力。为确认监管机构行动的经济影响，在这些业务中确认某些收入和支出的时间可能不同于美国公认会计准则对不受利率监管的实体的预期。

监管资产是指预计在未来一段时间内通过利率从客户那里收回的金额。监管责任是指预期在未来期间通过差饷向客户退还的金额，即在发生成本之前向客户收取的金额，或支付与CER的土地事项咨询倡议(LMCI)相关的未来放弃成本，以及监管机构批准的未来搬迁和场地恢复成本。如果我们对受监管资产收回概率的评估发生变化，我们会将其账面金额减少到我们预计在未来期间通过利率从客户那里收回的余额。如果监管机构后来将资本化为监管资产的全部或部分成本从允许成本中剔除，我们将按排除的金额减少资产的账面价值。监管资产和负债的确认基于监管机构的行动或预期的未来行动。如果监管机构的行动与我们的预期不同，收回或结算监管余额的时间和金额可能与记录的情况有很大不同。在没有利率监管的情况下，我们通常不会确认监管资产或负债，收益影响将在发生费用或赚取收入的期间记录。当预期有关金额将通过监管机构批准的未来利率收回或清偿时，监管资产或负债将就递延所得税确认。

在2023年第四季度，南方之光管道完成了一个开放季节，谈判新的运输服务协议。我们预计不会根据服务成本收费方法续签协议，因此南方之光管道不再受费率管制会计的约束。因此，相关监管负债、监管税务资产和相关监管递延税项负债被取消确认。我们相信，在2023年12月31日，我们的剩余监管资产很可能在附注7--规管事宜.

自2015年1月1日起，由于LMCI的监管要求，我们开始收集和预留资金，以支付所有受CER监管的管道未来的管道废弃成本。根据经济、社会和文化权利委员会的决定，所收资金以信托形式持有。从托运人那里收取的资金在综合收益表的运输和其他服务收入中列报，并在综合财务状况表中列报限制性长期投资。同时，我们在综合财务状况表的综合收益表和其他长期负债表中将未来的放弃成本反映为经营和行政费用的增加。

建筑期间使用的资金津贴(AFUDC)计入不动产、厂房和设备费用，并作为相关资产总成本的一部分在未来期间折旧。AFUDC既包括利息部分，也包括股权成本部分(如果得到监管机构的批准)，两者都根据监管协议中规定的利率资本化。对收益的相应影响计入利息部分的利息支出和权益部分的其他收入/(支出)。在缺乏利率监管的情况下，我们将使用基于我们的借款成本的资本化率来资本化利息，而资本化的股本组成部分、建设阶段的相应收益以及随后与股本组成部分相关的折旧将不被确认。AFUDC的权益部分在现金流量综合报表中作为非现金调节项目计入经营活动的现金流量收益。

110

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根据某些监管机构规定的集合方法，无法确定AFUDC的权益部分的账面价值或其对折旧的影响。同样，某些特定固定资产在任何一年的报废损益都不能确定或量化。

在监管机构的批准下，某些业务会将特定运营成本的一定比例资本化。这些业务被授权计入折旧，并在未来几年从此类资本化成本的账面净值中赚取回报。在没有费率监管的情况下，此类运营成本的一部分将计入所发生年度的收益。.

对于美国公认会计原则对逐步实施计划的指导适用的某些受监管的业务，在运输通行费中收回的协商折旧率可能低于长期合同最初几年按照美国公认会计原则计算的折旧费用，但在通行费超过折旧的未来期间回收。该等资产的折旧费用按美国公认会计原则入账，并无任何监管资产入账。

收入确认

对于不受费率管制的业务，收入在产品交付或服务完成时记录，收入金额可以可靠地衡量，并合理地保证可收入性。在签署协议之前和整个合同期限内都要评估客户的信誉。我们的液体和天然气管道业务的某些收入是根据承诺的交付合同条款确认的，而不是收到的现金通行费。

根据长期按需或付合同，托运人有义务在合同期内按比例支付固定金额，无论发货量如何，这些合同可能包含补充权。补充权由托运人在期间内未使用最低数量承诺时赚取，但在某些情况下可用于抵消未来期间的超额，但须受到期日的限制。我们在补给量装运、补给权到期或确定发货人利用补充权的可能性微乎其微时，确认与补充权相关的收入。我们也有长期合同，其中收入概况与现金收款时间表不一致，导致确认递延收入。

某些海上管道运输合同要求我们在基础生产油田的整个生命周期内提供运输服务。根据这些安排，托运人在一段规定的时间内每月向我们支付固定的通行费，这段时间可能短于基本生产油田的估计储备寿命，从而导致合同期限超过现金收款期。固定的每月通行费收入在整个合同期内向托运人提供的承诺量上按费率确认，无论何时收到现金。

截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，根据补充权和类似递延收入安排确认的合同收入后，收到的现金净额为#美元2101000万，$2381000万美元和300万美元127分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

对于受利率管制的业务，收入以与监管机构批准的基础协议一致的方式确认。天然气公用事业收入是根据定期仪表读数和从最后一个仪表读数到报告期末的客户使用量估计来记录的。估算值基于历史消费模式和采暖天数。采暖度天数是冷度的一种衡量标准，它表示在我们的经销专营区用于供暖的天然气的体积要求。

由于我们在交易中担任委托人，我们的能源服务部门达成了商品买卖安排，这些安排以毛额为基础进行记录。

111

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未超出非关联客户10.0截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，占我们第三方收入的3%。我们最大的非关联客户约占13.5占我们截至2021年12月31日的年度第三方收入的3%。

衍生工具和套期保值

不合格的衍生品

非合格衍生工具主要用于在经济上对冲外汇、利率和大宗商品价格收益敞口。不符合资格的衍生工具按公允价值计量，公允价值变动在商品销售、运输和其他服务收入、商品成本、运营和行政费用、其他收入/(支出)和利息支出的收益中确认。

合格套期保值关系中的衍生产品

我们使用衍生品金融工具来管理我们对大宗商品价格、汇率、利率变化的敞口，以及与我们的股价挂钩的某些薪酬。套期保值会计是可选的，要求我们记录套期保值关系，并测试套期保值项目在持续基础上抵消被套期保值项目的公允价值或现金流量变化的有效性。我们用套期保值交易呈现了套期保值项目的收益效应。符合条件的套期保值关系中的衍生品分为现金流量套期保值、公允价值套期保值或净投资对冲。

现金流对冲

我们使用现金流对冲来管理我们对大宗商品价格、汇率、利率变化的敞口，以及与我们的股价挂钩的某些薪酬。现金流量对冲工具的公允价值变动计入其他全面收益/(亏损)(保监处)，并在被对冲项目影响收益时重新分类为收益。

如被指定为现金流对冲的衍生工具失效或终止，对冲会计将停止，而于该日期的收益或亏损将于保监处递延，并于相关交易同时于收益中确认。如果预期的套期保值交易不再可能，收益或损失立即在收益中确认。衍生工具的后续损益如已停止进行对冲会计处理，则在其发生期间的收益中予以确认。

公允价值对冲

我们可以使用公允价值对冲来对冲债务工具的公允价值。对冲工具的公允价值变动随指定为对冲关系一部分的资产或负债的对冲风险的公允价值变动计入收益。若公允价值对冲终止或失效，该资产或负债的对冲风险将不再按公允价值重新计量，而对对冲项目账面价值的累计公允价值调整将在对冲项目剩余寿命的收益中确认。

净投资对冲

我们在海外业务中的净投资从其功能货币转换为Enbridge的加元显示货币所产生的收益和损失包括在OCI的一个组成部分--累计转换调整(CTA)中。我们目前已指定一部分美元计价债务以及前期外汇远期合约组合，作为我们对美元计价投资和子公司的净投资的对冲。因此，外币衍生工具的公允价值变动，以及美元债务的折算，都反映在保监处。以前在累计其他全面收益/(亏损)(AOCI)中确认的金额在出售外国业务所产生的对冲净投资减少时重新归类为收益。

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衍生品的分类

吾等确认综合财务状况表内衍生工具的公允价值为流动及非流动资产或负债，视乎结算时间及衍生工具所产生的现金流量而定。与超过一年的现金流量相关的公允价值金额被归类为非流动。

与衍生工具相关的现金流入和流出在综合现金流量表中归类为经营活动产生的现金流量。

资产负债表抵销

衍生工具所产生的资产及负债可于综合财务状况表内抵销，前提是我们有法定权利及意向按净额结算。

交易成本

交易成本是与购买金融资产或发行金融负债直接相关的增量成本。我们主要从发行债务中产生交易成本，并在综合财务状况表中将这些成本作为长期债务的减少进行会计处理。这些成本在相关债务工具的期限内按实际利率法摊销，并计入利息支出。

股权投资

我们对其施加重大影响，但不具有控股权的股权投资，采用权益法核算。这些投资最初按成本计量，并根据我们在未分配股权收益或亏损中的比例进行调整。我们的股权投资因对被投资方的贡献而增加，因从被投资方收到的分配而减少。在股权被投资方开展必要活动以开始其计划本金业务的情况下，我们将在此期间对与投资相关的利息成本进行资本化。

受限的长期投资

在CER的LMCI中限制提取或使用的长期投资在综合财务状况表中列为限制性长期投资。

其他投资

一般而言，我们将我们对其没有重大影响且公允价值不容易确定的实体的股权投资归类为使用公允价值计量替代方案(FVMA)计量的其他投资。该等投资按成本减去减值(如有)入账，并就同一发行人的相同或类似投资在有序交易中发生的可见价格变动的影响作出调整。使用FVMA计量的股权证券投资在每个报告期都会对减值进行审查，并在发现客观减值证据的情况下减记至其公允价值。公允价值可随时确定的股权投资按公允价值通过收益计量。从股权证券投资中获得的股息在收受支付权确定时在收益中确认。

对债务证券的投资被归类为可供出售，并通过保监处按公允价值计量。

非控制性权益

非控股权益指归属于某些合并附属公司的第三方所有权权益。在该等实体中并非由吾等拥有的权益部分在综合财务状况表的权益部分反映为非控股权益。

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所得税

所得税采用负债法核算。递延所得税资产和负债是根据资产和负债的计税基准与其账面价值之间的临时差异进行会计记录的。递延所得税资产和负债使用预期在暂时性差异发生逆转时适用的税率来计量。对于我们受监管的业务，递延所得税负债或资产分别与相应的监管资产或负债一起确认，前提是可以通过税率追回税款。任何与税收有关的利息和/或罚金都反映在所得税支出中。

外币交易和换算

外币交易是指条款以Enbridge或报告子公司经营所在的主要经济环境的货币以外的货币计价的交易，称为功能货币。以外币计价的交易按交易当日的汇率折算为本位币。以外币计价的货币资产和负债按资产负债表日的有效汇率折算为功能货币。货币资产和负债的转换产生的汇兑损益计入产生汇兑损益的期间的收益。

将外国业务的功能货币转换为我们的加元表示货币所产生的收益和损失包括在AOCI的CTA组成部分中，并在出售外国业务时的收益中确认。资产和负债账户按资产负债表日的有效汇率换算，而收入和费用按月平均汇率换算。

现金和现金等价物

现金及现金等价物包括购买时期限至到期日不超过三个月的短期投资。

受限现金

现金和现金等价物在综合财务状况表中作为限制性现金列报，限制提取或使用CER的LMCI或根据特定的商业和债务安排。

贷款和应收账款

应收联属公司长期票据按实际利率法扣除已确认减值损失后的摊余成本计量。应收贸易账款和未开单收入按成本计量。利息收入在收益中确认，因为它是随着时间的推移而赚取的。

当前预期信贷损失

对于应收账款，使用损失准备矩阵来衡量终身预期信用损失。该矩阵考虑了按应收账款年龄划分的历史信贷损失，并根据任何前瞻性信息和管理层预期进行了调整。其他应收贷款及适用的表外承诺采用贴现现金流量法，根据与交易对手的信用评级及贷款或承诺的相关期限相关的历史违约概率率，并根据前瞻性信息和管理层预期进行调整，计算当前预期信贷损失。应收贸易账款和未开单收入是扣除预期信贷损失准备后列报的净额。100百万美元和美元92截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别为100万美元。

天然气失衡

综合财务状况表包括因从客户收到和为客户交付的气体量差异而产生的余额。由于某些不平衡是实物结算，余额的变化不会对我们的综合收益表或综合现金流量表产生影响。大部分欠本公司或欠本公司的天然气产量均按资产负债表日的天然气市场指数价格估值。

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盘存

库存包括Enbridge Gas持有的天然气、主要由我们能源服务部门的企业持有的原油和天然气，以及材料和供应。Enbridge Gas持有的天然气按英国独立审计委员会在确定分销费率时批准的季度价格进行记录。实际购买的天然气价格可能与OEB批准的价格不同。批准的价格与购买天然气的实际成本之间的差额将被递延，作为未来退款的负债，或作为经OEB批准的资产进行收集。其他存货按加权平均基础上确定的成本或市场价值中的较低者入账。处置时，其他商品存货按加权平均存货成本计入综合收益表的商品成本，包括为将存货降至市价而记录的任何调整。材料和用品库存以平均成本或可变现净值中的较低者入账。

财产、厂房和设备

不动产、厂房和设备按历史成本入账。用于建设、扩建、重大更新和改造的支出记为资本化。维护和维修费用在发生时计入费用。如果预期项目开发支出将产生未来效益，则将其资本化。我们将建设期间产生的利息资本化为非利率管制资产。对于受利率管制的资产，AFUDC计入物业、厂房和设备成本，并在未来期间作为相关资产总成本的一部分进行折旧。

二使用了主要的折旧方法。对于不同的资产，折旧一般是在资产投入使用时开始的估计使用寿命内以直线基础计提的。对于具有可比使用年限的大体上同质的资产组，遵循集合会计方法，即将类似的资产分组并作为集合进行折旧。当集团资产报废或以其他方式处置时，损益不会反映在收益中，而是作为对累计折旧的调整入账。

租契

当客户有权从资产的使用中获得几乎所有的经济利益，以及有权指示资产的使用时，我们将安排视为租赁。本公司于综合财务状况表中确认为期12个月或以上之经营租赁安排之使用权资产及相关租赁负债。我们不将承租人合同中的非租赁部分与相关租赁部分分开，并将这两个部分作为一个单独的租赁部分进行核算。当满足某些条件时，我们在经营出租人租赁的合同中结合租赁和非租赁成分。净收益资产的减值评估采用适用于其他长期资产的相同方法。

租赁负债和ROU资产需要使用判断和估计，以确定租赁期限、适当的贴现率、安排是否包含租赁、ROU资产是否有任何减值指标以及是否应将任何ROU资产与其他长期资产组合在一起进行减值测试。租赁期限可以包括与延长或终止租赁的期权相关的期限，如果合理地确定这些期权将被行使的话。

递延金额和其他资产

递延金额及其他资产主要包括监管当局已准许或预期可透过未来利率收回的成本，包括：递延所得税；若干受监管实体的长期债务的公允价值调整；移走先前已退役或退役的厂房资产的实际成本；反映在利率中的天然气实际成本与核准成本之间的差额；以及Enbridge Gas的固定收益退休金计划产生的精算损益。

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无形资产

无形资产主要包括某些软件成本、客户关系和排放额度。我们将内部使用软件项目的应用程序开发阶段发生的成本资本化. 客户关系代表与客户签订的长期协议的潜在关系，这些协议在收购时被资本化。无形资产一般以直线方式在其预期寿命内摊销，自资产可供使用时开始摊销，但排放限额除外，该等资产不会摊销，因为它们将在到期时用于履行合规义务。

商誉

商誉是指收购一家企业时，购买价格超过可确认净资产公允价值的部分。商誉的账面价值(未摊销)每年或更频繁地评估减值，如果发生的事件或情况变化表明商誉的账面价值可能会减值。我们在4月1日对商誉余额进行年度审查。

我们在报告单位层面进行年度减值审查，通过评估我们运营部门的组成部分是否构成可获得离散信息的业务、部门管理层是否定期审查这些组成部分的运营结果以及经济和监管特征是否相似来确定减值。我们的报告单位是液体管道、天然气输送、天然气分配和储存以及可再生能源发电。可再生能源发电报告单位从2022年第三季度开始拥有商誉。

我们可以选择首先评估定性因素，以确定是否有必要进行商誉减值量化评估。在进行定性评估时，我们会为每个报告单位确定公允价值的驱动因素，并评估自上次公允价值评估以来，这些驱动因素是否受到相关事件和情况的积极或负面影响。我们的评估包括但不限于对宏观经济趋势、监管环境变化、资本可获得性、营业收入趋势和行业状况变化的评估。基于我们对定性因素的评估，如果我们确定报告单位的公允价值很可能少于其账面价值，则会进行商誉减值量化评估。

量化商誉减值评估涉及确定我们报告单位的公允价值，并将这些价值与每个报告单位的账面价值进行比较。如果报告单位的账面价值(包括已分配商誉)超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。这一金额不应超过商誉的账面价值。我们报告单位的公允价值是使用贴现现金流技术估计的。使用贴现现金流量法确定公允价值时，需要使用与折现率、预计营业收入、预期未来资本支出和营运资本水平相关的估计和假设，以及液体管道、天然气传输和可再生发电报告单位的终端价值增长率，以及天然气分配和储存报告单位的预计监管费率基数和费率基数倍数。

对持有待售和已处置业务的商誉分配是根据相关报告单位所包括业务的相对公允价值进行的。

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2023年4月1日，我们进行了年度商誉减值评估，该评估包括对液体管道、天然气输送、天然气分配和储存以及可再生能源发电报告单元的定性评估，没有确定减值指标。由于天然气输送报告单位于2022年录得减值，以及英国国税局对Enbridge Gas第一期的决定，吾等于2023年12月1日对天然气输送及天然气分配及储存报告单位进行了量化评估，结果并未确认任何报告单位的减值费用。此外，我们在2023年剩余时间内没有确定任何商誉减值指标。

减损

我们会在事件或环境变化需要时审查我们长期资产的账面价值。如果确定一项资产的账面价值超过其预期的未贴现现金流量，我们将根据贴现现金流量计算公允价值，并在账面价值超过公允价值的范围内减记该资产。

关于债务证券和股权投资的投资，我们在每个资产负债表日期评估是否有客观证据表明，通过完成对影响投资的因素的定量或定性分析，金融资产已减值。如果存在减值的客观证据，我们使用可观察到的市场投入对预期贴现现金流进行估值。我们确定低于账面价值的下降是否是权益法投资的非暂时性的，还是由于债务证券投资的信用损失所致。如果权益法投资的下降被确定为非暂时性的，或由于债务证券投资的信用损失，则在收益中计入减值费用，抵销投资的账面价值减少。

资产报废债务

与长期资产报废相关的ARO按公允价值计量，并在能够合理确定的期间确认为其他流动负债或其他长期负债。公允价值接近于第三方执行注销该等资产所需任务所收取的成本，并按预期未来现金流的现值确认。ARO计入相关资产的账面价值，并在资产的使用年限内折旧。相应的负债随着时间的推移通过费用计入收益而增加，并通过退役和填海的实际成本减少。我们对退休成本的估计可能会因成本估计和监管要求的变化而改变。目前，对于我们的大部分资产，由于资产报废的时间和范围不确定，无法对ARO做出合理的估计。

退休金和其他退休后福利

我们赞助固定收益和固定缴费养老金计划，以及固定收益OPEB计划。

固定收益养恤金和OPEB计划的债务和定期净收益成本是使用基于服务年限的预测单位贷记法以及我们对诸如贴现率、未来工资水平、其他成本上升、雇员退休年龄和死亡率等精算假设的最佳估计来估计的。

我们使用高质量公司债券的市场收益率来确定贴现率，这些债券的到期日与未来福利支付的估计时间大致相同。

计划资产按公允价值计量。计划资产的预期回报是根据我们投资政策中的长期目标资产组合和长期市场预期来确定的。

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精算损益产生于计划资产的实际收益和预期收益之间的差额，以及贴现率等精算假设的变化。定期精算净损益和以前的服务费用累计，并在合并财务状况报表中列报如下：

•作为AOCI的一个组成部分，用于我们的非公用事业公司的固定收益养老金计划和所有固定收益OPEB计划；以及

•作为递延金额和其他资产及/或其他长期负债的一部分，对于我们的公用事业公司的固定收益养老金计划，只要监管机构已经允许或预计允许通过未来费率收回精算净损益和先前的服务成本。

净定期福利成本在收益中确认，包括：

•当前服务成本；

•利息成本；

•计划资产的预期收益；

•按计划在职雇员群体的预期平均剩余服务年限摊销先前服务费用；以及

•超过计划在职雇员群体预期平均剩余服务年限的福利债务或计划资产公允价值的10%以上的净精算损益摊销。

我们的公用事业业务还记录了用于会计目的的净定期福利成本与制定费率目的之间的差额的监管调整。抵销监管资产或负债的入账范围为预计可在未来利率中分别向客户收回或退还给客户的净定期福利成本。在缺乏利率监管的情况下，监管资产或负债将不会入账，定期福利净成本将按应计制计入收益和保监处。

对于固定缴款计划，我们的缴款在缴款发生时支出。

基于股票的薪酬

已授予的激励性股票期权(ISO)采用公允价值法记录。根据这种方法，补偿费用在授予日根据Black-Scholes-Merton模型计算的ISO公允价值计量，并在归属期间或提前退休资格期间较短的时间内以直线基础确认，并相应计入额外实收资本。当期权被行使时，额外实收资本的余额被转移到股本中。

业绩股票单位和某些业绩单位是现金结算的奖励，每个报告期都会重新计量相关负债。这些PSU在完成三年制定期和RSU从授予之日起每年授予三分之一。在归属期间，补偿费用根据已发行单位数和Enbridge普通股的当前市场价格入账，并与其他流动负债或其他长期负债相抵销。PSU的价值还取决于我们相对于计划规定的业绩目标的业绩。我们还将股票结算的RSU奖励给某些高级管理人员，这些员工在完成三年制学期。从2023年开始，股份结算单位被授予其他员工，这些员工从授予之日起每年授予三分之一的股份。于归属期间，补偿开支按授出单位数目及Enbridge普通股于授出日期前一天的市价入账，并抵销额外的实收资本。股份结算奖励并无相关负债记录。

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承付款、或有事项和环境负债

我们视情况支出或资本化持续遵守与过去或当前运营相关的环境法规的支出。我们通过预防或消除未来的污染，为补救过去作业造成的现有环境污染而产生的费用，不利于未来的时期。当评估表明补救工作是可能的，并且成本可以合理估计时，我们记录环境事项的责任。对环境责任的估计是基于现有事实、现有技术和目前颁布的法律和法规，并考虑到通货膨胀和其他因素可能产生的影响。这些数额还考虑了以前修复受污染场地的经验、其他公司的清理经验和政府组织发布的数据。我们的估计可能会在未来期间根据实际成本或新信息进行修订，并按未贴现金额计入综合财务状况表中的其他流动负债和其他长期负债。由于上述任何类别或所有类别的变化，包括监管机构修改或修订的要求、罚款和罚款以及与诉讼和索赔解决有关的支出，总是有可能招致与环境责任有关的额外费用。我们将从保险覆盖范围获得的回收与负债分开评估，当可能收回时，我们在综合财务状况表中将资产与相关负债分开记录和报告。

于充分分析现有资料后，吾等确定一项资产可能已减值或已产生负债，并可合理估计减值或亏损金额，则确认其他承担及或有负债。当可以估计一个可能损失的范围时，我们确认最可能的数额，或者如果没有一个数额比另一个数额更有可能，则应计可能损失范围中的最小数额。我们支出与或有损失相关的法律费用，因为发生了此类费用。

3.  会计政策的变化

会计政策的变化

在截至2023年12月31日的年度内，会计政策没有任何变化。

未来会计政策变化

细分市场报告

会计准则更新(ASU)2023-07于2023年11月发布，主要通过加强对重大分部费用的披露来改进应报告分部的披露要求，并要求在中期财务报表中披露有关应报告分部的损益和资产的所有信息，目前每年都需要披露。新的ASU要求实体披露个人的头衔和职位，或被确定为每个部门的首席运营决策者(CODM)的小组或委员会的名称。ASU 2023-07于2024年1月1日生效，中期披露要求在2025年1月1日之后生效，并应追溯适用于财务报表中列报的所有先前期间。我们目前正在评估新准则对我们合并财务报表的影响。

所得税披露

ASU 2023-09于2023年12月发布，以改善所得税披露，要求年税率对账中的特定类别达到量化门槛，并进一步细分司法管辖区支付的所得税。ASU 2023-09将于2025年1月1日生效，应前瞻性应用，并允许追溯应用。我们目前正在评估新准则对我们合并财务报表的影响。

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4. 收入

与客户签订合同的收入

主要产品和服务

			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
截至2023年12月31日的年度
(百万加元)
运输收入			11,875			5,302			814			—			—			—			17,991
存储和其他收入			257			461			355			—			—			—			1,073
配气收入			—			—			4,859			—			—			—			4,859
电力和输电收入			—			—			—			259			—			—			259
商品销售			—			17			—			—			—			—			17
与客户签订合同的总收入			12,132			5,780			6,028			259			—			—			24,199
商品销售			—			—			—			—			18,964			—			18,964
其他收入1,2			257			72			(58)			215			—			—			486
部门间收入			474			2			6			3			25			(510)			—
总收入			12,863			5,854			5,976			477			18,989			(510)			43,649

			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
截至2022年12月31日的年度
(百万加元)
运输收入			11,283			5,012			782			—			—			—			17,077
存储和其他收入			235			350			308			—			—			—			893
天然气收集和加工收入			—			22			—			—			—			—			22
配气收入			—			—			5,643			—			—			—			5,643
电力和输电收入			—			—			—			281			—			—			281
与客户签订合同的总收入			11,518			5,384			6,733			281			—			—			23,916
商品销售			—			—			—			—			29,150			—			29,150
其他收入1,2			(81)			39			(20)			305			—			—			243
部门间收入			615			3			16			(4)			25			(655)			—
总收入			12,052			5,426			6,729			582			29,175			(655)			53,309

			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
截至2021年12月31日的年度
(百万加元)
运输收入			9,492			4,364			676			—			—			—			14,532
存储和其他收入			147			255			246			—			—			—			648
天然气收集和加工收入			—			49			—			—			—			—			49
配气收入			—			—			4,026			—			—			—			4,026
电力和输电收入			—			—			—			177			—			—			177
与客户签订合同的总收入			9,639			4,668			4,948			177			—			—			19,432
商品销售			—			—			—			—			26,873			—			26,873
其他收入1,2			375			42			13			336			—			—			766
部门间收入			567			1			19			(1)			44			(630)			—
总收入			10,581			4,711			4,980			512			26,917			(630)			47,071

1包括已实现和未实现损益来自我们的对冲计划，该计划截至2023年12月31日的年度净额为$97百万亏损(2022年-$4312000万美元亏损；2021年-$59(百万收益)。

2包括租赁合同收入。参考附注26-租契.

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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。

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12月31日的结余			2,802			400			2,591
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已经履行(或部分履行)的履约义务付款之前和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12月31日的年度内确认的收入包括在年初合同负债中的收入为246百万美元。在截至2023年12月31日的一年中，从收到的现金中增加的合同负债，扣除确认为收入的金额，增加了#美元632百万美元。

履约义务

细分市场			履行义务的性质
液体管道			•原油和天然气液体(NGL)的运输和储存
输气与中游			•天然气的运输、储存、收集、压缩和处理
			•天然气的运输
			•销售原油、天然气和NGL
天然气的分配和储存			•天然气的供应和输送
			•输送天然气
			•储存天然气
可再生能源发电			•发电和输电
			•可再生能源发电设施的电力供应

截至2023年12月31日止年度，概无因过往期间履行履约责任而确认重大收入。

付款条件

根据长期运输、商品销售及天然气集输加工合同，每月从客户收取款项。天然气分销和储存客户的付款是根据既定的计费周期连续收取的。

我们美国离岸业务的若干合约规定，我们可于指定期间（少于履行履约责任的期间）收取一系列固定每月付款（FMP）。因此，部分财务管理计划入账列作合约负债。FMP不被视为融资安排，因为付款计划与海上油气田的生产情况相匹配，这些油田在其生产寿命的最初几年产生更大的收入。

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未履行履约义务应确认的收入

预期于未来期间履行的履约责任的总收入为$59.1亿美元，其中7.5预计将于截至2024年12月31日止年度确认。

如下文所述，根据会计准则编码（ASC）606规定的可选豁免，上述金额中不包括的收入占我们总收入和客户合同收入的很大一部分。若干收入（例如向托运人收取的流通营运成本）按我们有权向客户开具发票的金额确认，并不包括在上述未履行履约责任日后确认的收入金额内。由于相关代价的不确定性，可变代价不包括在上述金额内，而有关不确定性一般于厘定实际成交量及价格时解决。例如，我们认为可中断的运输服务收入是可变收入，因为无法估计数量。此外，由于无法可靠地估计未来通胀率，因此上述金额并未反映因通胀而按合约上调的若干隧道费上调的影响。受规管合约（其中收费由监管机构定期重新设定）的现行费率结算期以外期间的收入不包括在上述金额内，因为未来收费仍属未知。最后，来自原预期年期为一年或以下的客户合约的收益不计入上述金额。

在确认收入时作出的重要判断

长期运输协议

就长期运输协议而言，重要判断涉及确认收入的期间及协议是否为托运人提供补差权。来自固定合约运力安排的运输收入于合约期内按比例确认。来自可中断或基于数量的安排的运输收入在提供服务时确认。

可变考虑事项

只有在与可变对价相关的不确定性随后得到解决后，确认的累计收入很可能不会发生重大逆转的情况下，才会确认受可变对价约束的安排的收入。与可变考虑有关的不确定性主要与估计数量和实际数量和价格之间的差异有关。这些不确定性每月在实际销售量或运输量以及实际通行费和价格确定时得到解决。

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结算(CTS)的条款确认的。2021年6月30日实施的临时通行费一直延续到2023年7月1日，经修订的临时通行费于当日生效。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CER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12月31日的年度确认的中期通行费收入被视为可变考虑因素。

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收入的确认与计量

			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
截至2023年12月31日的年度
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入			—			17			138			—						155
随时间转移的产品和服务的收入1			12,132			5,763			5,890			259						24,044
与客户签订合同的总收入			12,132			5,780			6,028			259						24,199

			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
截至2022年12月31日的年度
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入			—			—			127			—						127
随时间转移的产品和服务的收入1			11,518			5,384			6,606			281						23,789
与客户签订合同的总收入			11,518			5,384			6,733			281						23,916

			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
截至2021年12月31日的年度
(百万加元)
在某个时间点转移的产品的收入			—			—			70			—						70
随时间转移的产品和服务的收入1			9,639			4,668			4,878			177						19,362
与客户签订合同的总收入			9,639			4,668			4,948			177						19,432

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。

随着时间的推移履行履行义务

对于涉及运输和销售石油产品和天然气的安排，运输服务或商品同时由托运人或客户接收和消费，我们使用基于交付或运输的商品数量的产出方法来确认一段时间内的收入。对运输或交付的数量的计量直接对应于托运人或客户在这一期间所获得的利益。

成交价格的确定

运输和天然气处理服务的价格是根据提供此类服务所需的设施、管道和相关基础设施的资本成本，加上通过与客户谈判或通过受费率管制的业务的监管程序确定的资本投资回报率来确定的。

销售商品的价格是参照市场价格指数，加上或减去谈判差额，在某些情况下是营销费用来确定的。

受监管的天然气分销业务销售天然气的价格和提供的分销服务的价格由条例规定。

123

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5.  分段信息

截至2023年12月31日的年度			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(注4)			12,863			5,854			5,976			477			18,989			(510)			43,649
商品和天然气分销成本			—			(15)			(2,871)			(20)			(18,975)			515			(21,366)
运营和行政管理			(4,629)			(2,380)			(1,285)			(261)			(52)			7			(8,600)
长期资产减值准备1			145			—			(281)			(283)			—			—			(419)
股权投资的收益/(亏损)(注13)			1,007			688			2			140			—			(21)			1,816
其他收入(注27)			113			117			51			96			1			846			1,224
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)			9,499			4,264			1,592			149			(37)			837			16,304
折旧及摊销																					(4,613)
利息支出(注17)																					(3,812)
所得税费用(注24)																					(1,821)
收益																					6,058
资本支出2			1,158			1,944			1,451			100			—			55			4,708
财产、厂房和设备合计，净额(注11)			51,851			31,016			18,766			2,706			4			298			104,641

截至2022年12月31日的年度			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(注4)			12,052			5,426			6,729			582			29,175			(655)			53,309
商品和天然气分销成本			—			—			(3,693)			(16)			(29,525)			645			(32,589)
运营和行政管理			(4,287)			(2,254)			(1,289)			(255)			(49)			(85)			(8,219)
长期资产减值准备			(245)			—			—			(235)			(13)			(48)			(541)
商誉减值(注15)			—			(2,465)			—			—			—			—			(2,465)
股权投资的收益/(亏损)(注13)			785			1,133			1			141			—			(4)			2,056
从合资企业合并交易中获利(注13)			—			1,076			—			—			—			—			1,076
其他收入/(支出)(注27)			59			210			79			45			(5)			(977)			(589)
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)			8,364			3,126			1,827			262			(417)			(1,124)			12,038
折旧及摊销																					(4,317)
利息支出(注17)																					(3,179)
所得税费用(注24)																					(1,604)
收益																					2,938
资本支出2			1,418			1,690			1,499			50			—			33			4,690
财产、厂房和设备合计，净额(注11)			53,567			29,666			17,857			3,082			6			282			104,460

    

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截至2021年12月31日的年度			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(注4)			10,581			4,711			4,980			512			26,917			(630)			47,071
商品和天然气分销成本			(25)			—			(2,147)			—			(27,174)			644			(28,702)
运营和行政管理			(3,431)			(1,877)			(1,143)			(180)			(48)			(33)			(6,712)
股权投资的收益/(亏损)(注13)			759			702			42			101			—			(4)			1,600
其他收入/(支出)(注27)			13			135			385			75			(8)			379			979
扣除利息、所得税和折旧及摊销前的收益/(亏损)			7,897			3,671			2,117			508			(313)			356			14,236
折旧及摊销																					(3,852)
利息支出(注17)																					(2,655)
所得税费用(注24)																					(1,415)
收益																					6,314
资本支出2			4,051			2,420			1,343			16			1			54			7,885
财产、厂房和设备合计，净额			52,530			27,028			16,904			3,315			23			267			100,067

1液体管道分部包括因终止南方之光管道的监管会计处理而终止确认监管负债净额所产生的收益的影响（附注7）。

2包括AFUDC的股权部分。

编制分部资料的计量基准与我们的重要会计政策一致 (注2).

地理信息

收入1

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
加拿大			23,781			27,498			20,474
我们			19,868			25,811			26,597
			43,649			53,309			47,071

1收入是根据所售产品或服务的原产国计算的。

物业、厂房及设备1

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
加拿大			48,570			47,602
我们			56,071			56,858
			104,641			104,460

1金额以资产所在地点为基础。

可报告细分市场的变化

从2024年1月1日起，为了更好地协调CODM审查运营部门的经营业绩和资源分配的方式，我们将加拿大和美国的原油业务从能源服务部门转移到液体管道部门。能源服务部门将不复存在，其余业务将在抵销和其他部门报告。从2024年第一季度开始，分段信息的上期可比结果将进行重新预测，以反映可报告分段的变化。这一分部报告的变化不会对我们的综合业绩产生影响。

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6.  普通股每股收益

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。2021年12月30日，我们完成了对Noverco少数股权的出售。已发行普通股的加权平均数量减去我们按比例持有的我们自己普通股的加权平均权益约2截至2021年12月31日，由于我们在Noverco的互惠投资而产生的百万美元。

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：

十二月三十一日，			2023			2022			2021
(单位：百万股)
加权平均流通股			2,056			2,025			2,023
稀释性期权和RSU的影响			2			4			2
稀释加权平均流通股			2,058			2,029			2,025

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，19.3百万，10.4百万美元和18.6分别有100万份加权平均行权价为#美元的反摊薄股票期权54.42, $56.49及$52.89分别被排除在稀释后每股普通股收益的计算之外。

7. 监管事项

我们为非受监管实体记录因受监管的税率制定过程而产生的资产和负债，这些资产和负债将不会根据美国公认会计准则入账。看见附注2--重要会计政策以供进一步讨论。我们的主要受监管业务和相关的会计影响如下所述。

根据某些业务的现行核定税率结构，所得税成本是根据当前应付所得税的税率收回的，不包括递延所得税的应计项目。然而，由于产生递延所得税的暂时性差异的逆转而导致所得税需要支付，预计税率将进行调整以收回这些税款。由于这些暂时性差额大多与财产、厂房和设备成本有关，预计这种回收将发生在相关资产的使用期限内。在没有税率管制会计的情况下，这项监管税收资产和相关的收益影响将不会被记录下来。

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液体管道

加拿大主线

加拿大主线包括我们主线系统的加拿大部分。管理在加拿大主线上运输的产品支付的通行费的CTS于2021年6月30日到期，当时实施的通行费是临时的，但8号和9号线除外，它们是在单独的基础上收费的。Enbridge已就一项新的谈判和解协议--主线通行费结算(MTS)--达成协议，在其主线系统上收取通行费。和解协议还有待监管部门的批准，期限为七年半，至2028年底，修订后的临时通行费将于2023年7月1日生效。MTS继续使用之前的CTS框架对加拿大主线上发运的所有货物征收加拿大本地通行费，并对从加拿大西部收货点到我们莱克黑德系统上的发货点的所有货物征收国际联合关税。我们已确认一项监管资产为1.9截至2023年12月31日(2022年-美元)2.130亿美元)，以抵消递延所得税，因为管理直通式所得税处理的CER税率命令允许未来复苏。根据MTS条款，不确认任何其他重大监管资产或负债。在截至2023年12月31日的年度内，我们注销了$1601亿美元与监管税收资产有关，1美元401.6亿美元的监管递延税收负债，这些负债不再可能通过未来的通行费流动。

南光管道

南光管道的美国和加拿大部分分别由FERC和CER监管。南光管道上的托运人必须遵守下列条款下的长期运输合同一种服务成本收费方法。通行费调整每年向监管机构提交，规定收回允许的运营和债务融资成本，外加预先确定的税后股本回报率(ROE)10%。在2023年第四季度，南方光管道完成了开放季节，谈判新的运输服务协议，从2025年起生效。我们预计不会根据服务成本收费方法续签协议，因此南方之光管道不再受费率管制会计的约束。因此，美元。151净监管负债1亿美元，美元922000万美元的监管税收资产和23在这一年中，1.8亿欧元的监管递延纳税负债被取消确认。

输气与中游
不列颠哥伦比亚省管道和马里泰姆和加拿大东北部

不列颠哥伦比亚省(BC)管道和马里泰斯和加拿大东北部(M&N Canada)受CER监管。费率由CER根据服务成本通过谈判达成的通行费结算协议批准。我们的BC管道和M&N Canada系统目前都在各自的2022-2026年和2022-2023年和解协议的条款下运行，这些协议规定了允许的净资产收益率，并继续和建立某些递延和差异账户。M&N Canada的通行费结算协议于2023年12月到期。M&N Canada与托运人达成通行费和解协议，有效期为2024年1月1日至2025年12月31日。2023年11月28日，M&N Canada向CER提交了2024-2025年通行费和解协议，供审查和批准。CER预计将在2024年第一季度做出决定。

美国的天然气输送

我们在美国的大部分天然气输送和储存服务都受到FERC的监管也可能受到各种其他联邦、州和地方机构的管辖。FERC监管美国州际商业中的天然气传输，包括制定服务费率，而州内商业和/或收集服务的费率由州天然气委员会监管。服务成本是计算管制费率的基础，尽管FERC也允许在与托运人的合同中使用协商和折扣费率，可能导致该服务的费率高于或低于FERC规定的追索权费率。

127

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气体的分配和储存

Enbridge天然气

从2019年开始，Enbridge Gas的分销费率是根据五年制使用价格上限机制的激励监管(IR)框架，截至2023年12月31日。价格上限机制每年通过通胀减去a的年度基本利率升级来确定新的利率。0.3%伸缩系数、要转嫁给客户的某些成本的年度更新，以及在适用的情况下，收回可通过基本利率提供资金的重大离散增量资本投资。内部关系框架包括继续和建立某些递延和差异账户，以及收益分享机制，要求Enbridge Gas与客户平等分享超过150比OB批准的年度净资产收益率高出一个基点。

2023年12月21日，我们收到了OB关于我们2024-2028年激励监管费率设定框架第一阶段的决定(第一阶段决定)。第一阶段的决定确定了新的临时费率，自2024年1月1日起生效。此外，第一阶段的决定导致以下项目不被批准用于未来的恢复，以及在截至2023年12月31日的年度确认的后续减值：

•不动产、厂房和设备、净资产和无形资产中未折旧资本项目的一部分，从2024年#的税率基数中删除。41300万；

•无形资产中未折旧的整合资本成本，净额从2024年的税率基数#中扣除。84300万；

•2017年前与联合天然气有关的养恤金余额(递延金额和其他资产)#美元1561000万美元。

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财务报表影响

对汇率管制活动的会计处理导致在综合财务状况表中确认下列管制资产和负债。

十二月三十一日，			2023			2022			回收/退款 期间结束
(百万加元)
当前监管资产
**购买天然气差异			15			190			2024
**燃料成本回收不足			75			109			2024
**其他当前监管资产			380			305			2024
流动监管资产总额1 (注9)			470			604
长期监管资产
**递延所得税2			4,456			4,473			五花八门
减少长期债务3			348			378			2032-2046
负救助4			180			265			五花八门
**购买天然气差异			—			244			2024
**会计政策变化5			—			219			2024
应收企业年金计划6			1			40			五花八门
**其他长期监管资产			252			244			五花八门
长期监管资产总额1			5,237			5,863
监管总资产			5,707			6,467
目前的监管负债
**购买天然气差异			31			—			2024
**其他当前的监管责任			276			167			2024
流动监管负债总额7			307			167
长期监管责任
--未来拆除和遗址修复保护区8			1,693			1,615			五花八门
*与美国所得税相关的监管责任9			854			918			2050-2072
中国石油管道未来的废弃成本 (注23)			745			610			五花八门
*应支付的养老金计划6			143			231			五花八门
**其他长期监管责任			86			250			五花八门
长期监管负债总额7			3,521			3,624
监管总负债			3,828			3,791

1当期监管资产计入其他流动资产，长期监管资产计入递延金额和其他资产。

2代表监管机构对递延所得税负债的抵销，其程度预计将计入监管机构批准的未来税率并从客户手中收回。恢复期取决于暂时分歧逆转的时机。在没有利率管制会计的情况下，这种监管余额和相关的收益影响将不会被记录。截至2023年12月31日的余额是扣除监管递延税项冲销后的净额。

3代表我们对我们与Spectra Energy Corp.(Spectra Energy)合并中获得的债务的公允价值调整的监管抵消。抵销被视为在此类债务以高于账面价值的金额清偿时将被记录的监管资产的代理。

4负残值余额代表FERC批准的移除以前退役或退役的工厂资产的实际成本的未来回收率。

52022年，这一递延主要包括未摊销累计精算损益和联合天然气有限公司过去发生的服务成本，这些成本与我们与Spectra Energy合并之前的期间有关，这些成本以前记录在AOCI中。这一余额的摊销被确认为应计制养恤金支出的一个组成部分，这些支出包括在其他收入/(支出)中，并在税费中收回，这是牛津预算办公室以前批准的。第一阶段的决定不允许收回与2017年前养老金金额相关的剩余余额，截至2023年12月31日的余额为零。该账户的剩余余额与延期重基期内其他会计变更的影响有关，并在第一阶段决定中于2024年批准处置，随后于2023年12月31日转移至其他流动监管资产。

6代表监管机构对我们养老金负债的抵消，预计它将包括在监管机构批准的未来费率中，并从客户手中收回。这一余额的结算期无法确定。在没有费率管制会计的情况下，这一监管余额和相关的养老金支出将记录在收益和保险业保险中。

7流动监管负债计入其他流动负债，长期监管负债计入其他长期负债。

129

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8未来搬迁和场地修复储备包括在获得OB批准后从客户那里收取的金额，用于支付未来与物业、厂房和设备有关的搬迁和场地修复费用。这些成本是作为物业、厂房和设备折旧费用的一部分收取的，反映在差饷中。这笔余额的结算将在产生费用的情况下长期进行。在没有按费率管理会计的情况下，折旧率将不包括搬迁和场地修复费用，成本将计入已发生的收益，并确认以前收取的金额的收入。

9与美国所得税相关的监管责任源于2017年12月22日的美国税改立法。这些余额将根据FERC批准的各自汇率结算退还给客户。

8.  收购和处置

收购

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位于加拿大卑诗省的Aitken Creek North天然气储存设施(统称为Aitken Creek)的%权益，价格为$4002000万美元，取决于其他惯例的收盘调整(收购Aitken Creek)。艾特肯溪是不列颠哥伦比亚省唯一的地下天然气储存设施，连接着加拿大西部的所有主要天然气管道。收购Aitken Creek使我们能够继续满足地区能源需求，并支持日益增长的液化天然气(LNG)出口需求。

我们使用ASC 805规定的收购方法对Aitken Creek的收购进行了核算企业合并。根据ASC 820中描述的评估方法公允价值计量，收购的资产和假设负债按收购日的估计公允价值入账。

下表汇总了分配给Aitken Creek净资产的估计初步公允价值：

			2023年11月1日
(百万加元)
收购净资产的公允价值：
流动资产(A)			105
财产、厂房和设备(B)			466
流动负债			20
长期负债(C)			130
商誉(D)			46
购买价格：
现金			397
额外考虑(E)			70
			467

A)流动资产主要包括短期库存，即储存中的天然气。公允价值乃根据收购当日的天然气市场价格厘定。

B)Aitken Creek的财产、厂房和设备构成了一个由洞穴储存设施、相关的集管管道以及土地和通行权组成的综合系统。采用折旧重置成本法作为主要估值方法，以确定物业、厂房和设备的公允价值，但不包括水库储存资产。在确定重置成本时，采用了使用相关通胀指数的间接成本计算方法和使用相关市场报价的直接成本计算方法。然后对身体退化以及功能和经济上的过时进行了调整。

130

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水库储存资产的公允价值是采用剩余法确定的，即调整后的购买价格分配给不包括水库储存资产的有形净资产的公允价值，剩余价值分配给水库储存资产。收入法也被用来证实可归因于储藏资产的现金流支持剩余价值。

C)长期负债主要包括一项递延所得税负债，该负债是由于资产和负债的计税基础与其在购置之日的账面价值之间的暂时差异而产生的。

D)商誉主要归因于确认递延所得税负债。已确认的商誉余额已分配给我们的天然气输送和中游部门，不能扣税。

E)$70在收购价格中确认的额外对价为截至2023年3月31日的衍生品合同和工作气体的公允价值。

在完成对Aitken Creek的收购后，我们开始整合Aitken Creek。从2023年11月1日到2023年12月31日，艾特肯克里克公司产生的营业收入和普通股股东应占收益并不重要。对我们截至2023年12月31日和2022年12月31日的补充预计综合营业收入和普通股股东应占收益的影响也不大，就像对Aitken Creek的收购已于2022年1月1日完成一样。

收购美国天然气公用事业公司

2023年9月5日，我们宣布Enbridge已进入三分别与Dominion Energy，Inc.达成最终协议，收购东俄亥俄州天然气公司、Questar Gas Company及其相关的Wexpro公司和北卡罗来纳州的公共服务公司，总收购价格为$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。

我们关门了二2023年9月和四将于2023年11月发行，本金总额为美元5.53亿美元和3,000美元1.01000亿美元。2023年9月发行的收益和2023年11月发行的一部分旨在为收购支付的总现金对价的一部分提供资金。参考附注17--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(亿美元)的现金。特雷斯帕拉西奥斯是一家位于美国墨西哥湾沿岸的天然气储存设施，其基础设施服务于德克萨斯州的天然气发电和液化天然气出口，以及墨西哥的管道出口。

131

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我们分配的资产公允价值为#美元。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。

Tri Global Energy，LLC

于2022年9月27日，我们透过一间全资美国附属公司收购TGE的所有已发行普通股单位，现金代价为$2951000万欧元(美元)215 百万美元），加上可能的或有付款，721000万欧元(美元)53 100万美元），取决于TGE（TGE收购）实现业绩里程碑。 TGE是美国的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。TGE收购增强了Enbridge的可再生能源平台，并加速了我们的北美增长战略。

我们使用ASC 805规定的收购方法对TGE收购进行会计处理 企业合并。根据ASC 820中描述的评估方法公允价值计量，收购的资产和假设负债按收购日的估计公允价值入账。

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。

132

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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。

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12月31日，TGE产生的营业收入和普通股股东应占收益并不重要。对截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的补充预计综合营业收入和普通股股东应占收益的影响也不大，就像TGE收购已于2021年1月1日完成一样。

Moda Midstream Operating，LLC

2021年10月12日，通过一家全资美国子公司，我们以37亿美元(合美元)的价格收购了Moda的所有未偿还会员权益3.030亿美元)现金外加最高可达美元的潜在或有付款1502000万美元取决于资产的表现(收购Moda)。Moda拥有并运营一个具有非常大的原油运输船能力的轻质原油出口平台。对Moda的收购符合并推进了我们的美国墨西哥湾沿岸出口战略，并使其能够连接到二叠纪和鹰滩盆地的低成本和长期储量。

我们使用ASC 805规定的采集方法对Moda采集进行核算企业合并。根据ASC 820中描述的评估方法公允价值计量，收购的资产和承担的负债按收购日的估计公允价值入账。

下表汇总了分配给MODA净资产的估计公允价值：

			2021年10月12日
(百万加元)
收购净资产的公允价值：
流动资产			62
物业、厂房及设备(A)			1,480
长期投资(B)			427
无形资产(C)			1,781
流动负债			59
长期负债			17
商誉(D)			268
购买价格：
现金			3,755
或有对价(E)			187
			3,942

A)由于该部的财产、厂房和设备具有专门性，其中包括配置用作储存设施、管道和出口码头的资产组，因此采用折旧重置成本法作为主要估值方法。在确定重置成本时，采用了使用相关通胀指数的间接成本计算方法和使用相关市场报价的直接成本计算方法。然后对身体退化以及功能和经济上的过时进行了调整。土地的公允价值是采用市场法确定的，该方法基于可比物业的租金和报价。

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B)长期投资代表Moda的20仙人掌II管道有限责任公司(仙人掌II)的%股权。仙人掌II的公允价值采用贴现现金流量法确定。贴现现金流量法是一种以收入为基础的估值方法，它估计投资未来预期收益的现值。

C)无形资产主要包括与长期不收即付合同有关的客户关系。公允价值是采用以收入为基础的方法确定的，方法是估计可归因于合同的税后收益的现值，包括与预期续签条款有关的收益，并将在预期使用年限内按直线摊销。10好几年了。

D)商誉主要归因于未签订合同的未来收入、新进入者不能以相同成本复制的现有组合资产，以及规模和地理多样性的增强，这为未来的增长提供了更大的选择和平台。确认的商誉余额已分配给我们的液体管道部门，并可在15好几年了。

E)我们同意支付额外的或有费用考虑最高可达美元150如果Moda每月装载到船只上的原油数量等于或超过指定的吞吐量水平，Moda的前会员权益持有人将获得600万美元。这些绩效要求在2023年12月31日或最后或有付款日期之前终止。美元150在收购价格中确认的或有对价为收购日或有对价的公允价值，于2022年12月31日已全部结算。

与收购相关的费用约为$21截至2021年12月31日止年度之经营及行政开支，计入综合收益表内之营运及行政开支。

在完成对Moda的收购后，我们开始整合Moda。从2021年10月12日到2021年12月31日，Moda产生了大约80运营收入为100万美元，9普通股股东应占收益1.8亿美元。

我们截至2021年12月31日的年度的补充预计综合财务信息，包括Moda的运营结果，就像Moda的收购已于2020年1月1日完成一样，如下：

Year ended December 31,			2021
(未经审计；数百万加元)
营业收入			47,339
普通股股东应占收益1,2			5,771

1与收购相关的费用为1美元212000万美元(税后$16(百万)不包括在截至2021年12月31日的年度普通股股东应占收益中。

2包括为购置的财产、厂房和设备、长期投资和无形资产记录的公允价值调整摊销#美元1932000万美元(税后)145截至2021年12月31日的年度。

性情

阿萨巴斯卡地区油砂系统

2022年10月5日，我们完成了一项11.6营业外权益百分比七在阿尔伯塔省北部的阿萨巴斯卡地区的管道，从我们的Regi国家油砂系统向阿萨巴斯卡土著投资有限合伙企业（Aii），一个实体，代表 23第一民族和梅蒂斯人社区，总代价约为$1.1 10亿美元，低于常规收盘价调整。 不是于出售时确认收益或亏损，并于我们于2022年12月31日的综合财务状况表中记录非控股权益，以反映Aii持有的权益 (注19).

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出售后，我们保持了 88.4%的控股权益，这些资产是我们的液体管道部门的组成部分，并继续管理，运营和提供行政服务。

9.  其他流动资产

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
衍生资产(注23)			623			1,015
监管资产 (注7)			470			604
气体失衡			209			461
应收所得税			347			323
其他			791			852
			2,440			3,255

10.  盘存

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
天然气			938			1,491
原油			413			652
其他			128			112
			1,479			2,255

11.  财产、厂房和设备

			加权平均
十二月三十一日，			折旧率			2023			2022
(百万加元)
管道			2.9		%	66,698			66,528
设施和设备			3.1		%	37,634			37,028
土地和通行权1			2.3		%	3,600			3,637
煤气总管、服务及其他			2.6		%	15,346			14,491
存储			2.5		%	4,929			3,477
风力涡轮机、太阳能电池板和其他			4.1		%	4,511			4,912
其他			10.1		%	1,652			1,611
在建工程			—		%	2,829			2,316
财产、厂房和设备合计						137,199			134,000
累计折旧总额						(32,558)			(29,540)
财产、厂房和设备、净值						104,641			104,460

1加权平均折旧率的计量不包括不可折旧资产。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的折旧费用为4.0亿，美元3.810亿美元3.5分别为10亿美元。

减损

查普曼牧场风电场

查普曼牧场风电场(Chapman Ranch)正在经历与原始设备完整性相关的财务挑战。因此，我们确认了减值损失#美元。251在截至2023年12月31日的年度，这笔资金计入综合收益表中长期资产的减值，是我们可再生能源发电部门的一部分。

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魔力谷风电场

2022年，魔谷风电场(魔谷)面临输电拥堵带来的商业挑战，以及输电成本上升导致电力销售价格下降导致的负价差。因此，我们确认了减值损失#美元。227在截至2022年12月31日的年度，这笔资金计入综合收益表中长期资产的减值，是我们可再生能源发电部门的一部分。

巴肯管道系统

截至2022年12月31日止年度，我们确认减值亏损为$183在我们的巴肯管道系统的北达科他州系统内的州际管道运输系统的美国和加拿大部分，与某些长期的按需付费合同于2023年到期有关。这项损失计入综合损益表中长期资产的减值，是我们液体管道部门的一部分。

减值费用是根据资产的账面价值超出公允价值的金额计算的，该金额是根据预期的贴现未来现金流量确定的。

12.  可变利息实体

综合可变权益实体

我们的合并VIE由我们作为主要受益人的法律实体组成。当我们的可变权益为我们提供（i）指导对VIE的经济表现影响最大的VIE活动的权力，以及（ii）承担VIE损失的义务或从VIE获得可能对VIE具有重大意义的利益的权利时，我们是主要受益人。我们通过考虑定性和定量因素来确定我们是否是VIE的主要受益人，这些因素包括但不限于：决策责任、VIE资本结构、风险和回报分担、与VIE的合同协议、投票权和其他方的参与程度。

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下表包括用于结算我们的合并可变权益实体负债的资产。我们的合并VIE负债的债权人作为主要受益人对我们的一般信贷没有追索权。该等资产及负债计入综合财务状况表。

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
资产
现金和现金等价物			442			426
受限现金			9			12
贸易应收账款和未开单收入			144			185
其他流动资产			8			14
联属公司应收账款			5			23
库存			11			12
			619			672
财产、厂房和设备、净值			7,105			7,707
长期投资			14			14
限制性长期投资			106			98
递延金额和其他资产			148			158
无形资产，净额			84			102
			8,076			8,751
负债
应付贸易款项和应计负债			83			99
其他流动负债			145			152
应付联属公司的帐款			4			21
			232			272
长期债务			1			—
其他长期负债			971			859
递延所得税			5			5
			1,209			1,136
			6,867			7,615

我们没有义务为我们的任何合并的VIE提供额外的财务支持。

未合并的可变利息实体

我们目前持有几个非合并VIE的权益，我们不是这些VIE的主要受益人，因为我们没有权力指导VIE的活动，这些活动对它们的经济表现产生了最大的影响。这些权益包括对有限合伙企业的投资，由于有限合伙人没有实质性的退出权或参与权，这些投资被评估为VIE。指导这些未合并的有限合伙企业中的大多数企业的活动的权力由合伙人分享。每个合作伙伴都有代表组成执行委员会，为VIE做出重大决定，任何合作伙伴都不能单方面做出重大决定。

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这些VIE的账面价值和我们截至2023年12月31日、2023年和2022年的估计最大亏损风险如下：

			携带 数额：			极大值 暴露于
2023年12月31日			VIE			损失
(百万加元)
AUX硫化液体产品L.P.1			105			130
Rampion Offshore Wind Limited2			391			452
向量管道L.P.3			191			320
木纤维液化天然气有限合伙企业4			778			2,854
狐狸松鼠太阳能有限公司5			312			661
其他4			132			230
			1,909			4,647

			携带 数额：			极大值 暴露于
2022年12月31日			VIE			损失
(百万加元)
AUX硫化液体产品L.P.1			91			117
EIH S.áR.L.6			37			637
Rampion Offshore Wind Limited2			413			468
向量管道L.P.3			195			325
木纤维液化天然气有限合伙企业4			635			2,476
其他4			245			443
			1,616			4,466

1截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，最大损失敞口包括我们对VIE通过银行信贷安排借款的各自份额的担保。

2截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，损失的最大风险包括我们在项目合同中承诺的父母担保，在VIE违约的情况下，我们将对这些担保负责。

3截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，最大损失敞口包括应收未偿还关联贷款的账面价值#美元。24百万美元和美元25我们分别于2023年和2022年12月31日持有的百万美元，以及一笔未偿还的信贷安排，金额为105截至2023年12月31日和2022年12月31日。

4截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，损失的最大风险包括我们与VIE违约时我们将承担责任的项目相关的父母担保。

52023年11月，Enbridge收购了一家50在狐狸松鼠合资公司，LLC(狐狸松鼠太阳能有限责任公司)的%权益。请参阅附注13-长期投资。Fox Squirrel Solar LLC是一家VIE，因为它缺乏足够的风险股本来为其活动提供资金。Enbridge不拥有指导Fox Squirrel Solar LLC对其经济表现产生最重大影响的活动的决策权。截至2023年12月31日，损失的最大风险包括我们在项目合同中承诺的父母担保，在VIE违约的情况下，我们将承担责任。

6截至2023年12月31日，由于VIE复议事件，EIH S.áR.L不再符合VIE的要求。截至2022年12月31日，损失的最大风险包括我们的父母已承诺的与三法国海上风电项目，在VIE违约的情况下，我们将承担责任，以及一笔未偿还的附属公司贷款应收#美元561000万美元。

在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们没有义务也没有向VIE提供任何额外的财务支持。

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13.  长期投资

			所有权
十二月三十一日，			利息			2023			2022
(百万加元)
股权投资
液体管道
马伦·巴肯公司1			75.0		%	1,819			1,968
DCP中流，有限责任公司(B类单位)2			90.0		%	1,486			1,394
Seaway原油控股有限公司			50.0		%	2,661			2,744
伊利诺伊州延长管道公司，L.L.C.3			65.0		%	584			622
仙人掌II管道有限责任公司4			30.0		%	618			658
其他			30.0% - 43.8%			84			76
输气与中游
联盟渠道5, 7			50.0		%	359			430
辅助黑貂6, 7			42.7% - 50.0%			229			214
DCP Midstream，LLC(A类单位)8			23.4		%	367			317
湾流天然气系统公司			50.0		%	1,224			1,274
Nexus天然气传输有限责任公司			50.0		%	1,220			1,813
萨巴尔小径传输有限责任公司			50.0		%	1,467			1,535
东南供应联箱，有限责任公司			50.0		%	80			86
Steckman Ridge，LP			50.0		%	87			91
向量管道9			60.0		%	191			195
木纤维液化天然气有限合伙企业10			30.0		%	777			635
离岸-各种合资企业			22.0% - 74.3%			217			314
天然气的分配和储存
其他			30.0% - 50.0%			22			20
可再生能源发电
EIH S.àR.L.11			51.0		%	52			37
河西和信天翁海上风电设施			49.9		%	1,701			163
Rampion Offshore Wind Limited			24.9		%	391			413
东西方领带有限合伙企业			24.1		%	132			241
狐狸松鼠太阳能有限公司			50.0		%	312			—
其他			16.4% - 50.0%			110			107
其他长期投资
输气与中游
Ara Divert HoldCo，Inc.						106			—
其他						22			22
天然气的分配和储存
其他						24			48
可再生能源发电
其他						21			31
淘汰和其他
其他12						430			488
						16,793			15,936

1拥有一家49.0Bakken Pipeline Investments LLC的%权益。巴肯管道投资有限责任公司拥有75.0巴肯管道系统的%，导致27.6我们对巴肯管道系统的有效权益。

2我们拥有90.0DCP Midstream，LLC B类单位的百分比。这些单位跟踪到一个65.0持有Gray Oak Pipeline，LLC(Gray Oak)的%所有权，导致58.5我们对Gray Oak的实际权益。2023年1月9日，我们又获得了一个10.0%灰色橡树的直接权益，现金代价为$2301000万欧元(美元)172(百万)，使我们的有效利益68.5%.

3拥有南方通道扩建项目。

42021年10月12日，我们获得了一个20.0通过收购Moda获得仙人掌II的%股权(附注8)。2022年11月2日，我们又获得了一个10.0持有仙人掌II的%股权，现金对价为$2411000万欧元(美元)177(亿美元)，使我们的非运营总所有权达到30.0%.

5包括加拿大的Alliance Pipeline Limited Partnership和美国的Alliance Pipeline L.P.。

6包括加拿大的AUX Sable Canada LP和美国的AUX Sable Liquid Products L.P.和AUX Sable Midstream LLC。

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72023年12月13日，我们宣布Enbridge已达成最终协议，将出售其50.0联盟管道的%权益和AUX Sable to Pembina管道公司的权益，价格为$3.12亿美元，其中包括约5亿美元0.3200亿美元的无追索权债务，取决于惯例的结账调整。

8我们拥有23.4DCP Midstream，LLC A类单位的百分比。这些单位跟踪到一个56.5拥有DCP Midstream，LP(DCP)的%所有权，导致13.2我方在DCP中的有效权益百分比。

9包括加拿大的向量管道有限合伙公司和美国的向量管道公司。

102022年11月29日，我们获得了一个有效的30.0伍德纤维液化天然气有限合伙企业(伍德纤维)的%权益，现金代价为$5331000万欧元(美元)392(亿美元)。伍德纤维将在不列颠哥伦比亚省运营一个液化天然气出口设施，该设施由我们和我们的合作伙伴建造。

11拥有一家50.0埃利安海运法国公司(EMF)的%权益。通过我们对EMF的投资，我们拥有以下股权三法国海上风电项目，包括在圣纳泽尔(SA.N：行情)的实际权益.25.5%)，FéCamp(17.9%)和Calvados(21.7%).

12包括我们全资拥有的专属自保保险子公司持有的交易所交易基金和债务证券的投资。请参阅附注23--风险管理和金融工具。

股权投资包括购买价格的未摊销超出被投资方资产在购买日的基础账面净值。截至2023年12月31日，这一基差为美元3.5200亿欧元(2022年--美元)3.430亿美元)，其中1.7200亿欧元(2022年--美元)1.530亿美元)是可摊销的。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，从股权投资收到的分派为#美元3.1亿，美元2.610亿美元2.2分别为10亿美元。

我们未合并股权投资的汇总综合财务信息(以100%列示)如下：

截至十二月三十一日止的年度：			2023			20221			20211
(百万加元)
营业收入			22,586			30,026			22,551
运营费用			17,111			23,835			17,446
收益			4,818			5,123			3,656
可归因于Enbridge的收益			1,816			2,056			1,600

十二月三十一日，			2023			20221
(百万加元)
流动资产			5,842			5,328
非流动资产			61,141			61,393
流动负债			6,194			5,631
非流动负债			23,957			23,208
非控制性权益			4,124			4,640

1已更新余额，以反映为符合本年度列报而作出的修订的影响。这些修订不会对我们之前报告的综合收益、全面收益、权益、现金流量或财务状况的变化产生影响。

其他股权投资交易

狐狸松鼠太阳能有限公司

2023年11月15日，我们获得了一个50%有兴趣与EDF Renewables North America建立新的合作伙伴关系，参与俄亥俄州一家太阳能发电设施的初期阶段。现金对价包括预付款#美元。1571000万欧元(美元)1151000万美元)和随后的资本承诺最高可达3981000万欧元(美元)291(亿美元)。超过第一阶段的投资取决于满足某些条件。额外付款$1641000万欧元(美元)123(100万)于2023年12月在第一阶段投入使用。

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河西和信天翁海上风电设施

2023年11月3日，我们又获得了一个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)，使我们对海上风能设施的兴趣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，我们在ERII的权益得到巩固，我们在离岸风能设施的权益将继续计入可再生能源发电分部的权益法投资。

DCP Midstream，LLC

2022年8月17日，我们完成了与Phillips 66的合资合并交易，产生了一家合资企业DCP Midstream，LLC，持有Our和Phillips 66‘S在灰橡树和DCP的间接所有权权益。我们在DCP Midstream，LLC的所有权由A类和B类权益组成，这些权益分别追溯到我们在DCP(包括天然气输送和中游部分)和Gray Oak(包括液体管道部分)的投资。通过对DCP Midstream，LLC的投资，我们将我们在Gray Oak的有效经济利益增加到58.5自%22.8%，并将我们在DCP的有效经济利益降低到13.2自%28.3%。作为这笔交易的结果，Enbridge在2023年第二季度承担了Gray Oak的运营权。

我们根据交易结束日DCP上市普通股的未经调整的市场报价，确定了我们在DCP的经济权益减少的公允价值。我们在Gray Oak增加的经济权益的公允价值是根据我们在DCP的经济权益的变化而规定的公允价值来确定的。由于合并交易以及我们在DCP和Gray Oak的经济利益的重新调整，我们还收到了大约$5221000万欧元(美元)4041000万美元)，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。

诺弗科公司

2021年6月7日，Enbridge的全资子公司IPL System Inc.签订了一份买卖协议，出售其38.92021年12月30日，我们完成了对Noverco的出售，现金收益为$1.11000亿美元。在结账调整后，处置收益为#美元303税前400万美元计入其他收入/(支出)在截至2021年12月31日的年度综合收益表中。Noverco之前包括在我们的天然气分销和存储部门。

股权投资减值准备

彭东管道公司

PennEast管道公司，LLC(PennEast)是一家合资企业，成立的目的是开发一条天然气输送管道，为宾夕法尼亚州东南部和新泽西州的当地配电公司和发电厂服务，该公司拥有20.0%，并记录为权益法投资。2021年第三季度，PennEast确定该项目的进一步开发不再可行，并停止了该项目的开发。因此，我们记录了非临时性减值损失#美元。111根据我们在净资产中所占份额的估计公允价值，在截至2021年12月31日的年度内，我们的投资为1000万欧元。这项投资的账面价值是零截至2023年、2023年和2022年12月31日。

我们对PennEast的投资构成了我们天然气传输和中游业务的一部分。减值损失在综合损益表的权益投资收入内入账。

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14.  无形资产

2023年12月31日			加权平均摊销率			成本成本			累计摊销			网络
(百万加元)
软件			12.0		%	1,921			(1,090)			831
购电协议			4.3		%	58			(24)			34
项目协议1			4.0		%	158			(41)			117
客户关系			8.6		%	2,636			(675)			1,961
其他无形资产			8.2		%	603			(185)			418
正在开发中			—		%	176			—			176
						5,552			(2,015)			3,537

2022年12月31日			加权平均摊销率			成本			累计摊销			网络
(百万加元)
软件			10.9		%	2,019			(1,042)			977
购电协议			4.2		%	64			(23)			41
项目协议1			4.0		%	163			(36)			127
客户关系			8.6		%	2,701			(459)			2,242
其他无形资产			5.9		%	621			(148)			473
正在开发中			—		%	158			—			158
						5,726			(1,708)			4,018

1代表从Enbridge和Spectra Energy合并中获得的项目协议。

截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，我们与无形资产相关的摊销费用总计为美元535百万，$483百万美元和美元348分别为100万美元。我们预计2024至2028年每年与现有无形资产相关的摊销费用为#美元514百万美元。

15.  商誉

			液体 管道			燃气 传输和中流			燃气 分发和存储			可再生能源发电			能量 服务						已整合
(百万加元)
2022年1月1日的余额			8,041			19,335			5,397			—			2						32,775
减损			—			(2,465)			—			—			—						(2,465)
外汇和其他			506			1,236			—			(4)			—						1,738
采办3			—			—			—			392			—						392
2022年12月31日的余额1,2			8,547			18,106			5,397			388			2						32,440
外汇和其他			(205)			(425)			—			(8)			—						(638)
采办4			—			46			—			—			—						46
2023年12月31日余额1,2			8,342			17,727			5,397			380			2						31,848

1截至2023年12月31日和2022年12月31日的商誉总额为35.910亿美元36.5分别为10亿美元。

2截至2023年12月31日和2022年12月31日的累计减值为4.11000亿美元。

3在2022年，我们记录了392与收购TGE相关的1.8亿美元商誉。参考附注8--收购和处置.

4在2023年，我们记录了46与收购Aitken Creek相关的1.8亿美元商誉。参考附注8--收购和处置.

142

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减损

天然气输送

于截至2022年12月31日止年度内，本公司录得商誉减值$2.5100亿美元与我们的天然气传输报告部门相关。报告单位的公允价值由综合使用贴现现金流和市盈率技术确定，受到资本成本上升和现有资产预期长期增长率下降的影响。不是截至2023年12月31日止年度录得减值。

16.  其他流动负债

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
应付股息			1,975			1,825
递延贷项			1,313			1,056
衍生负债(注23)			738			898
应缴税金			596			683
其他			1,037			758
			5,659			5,220

143

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17.  债务

十二月三十一日，			加权平均利率10			成熟性			2023			2022
(百万加元)
安桥。
美元优先票据			4.6		%	2024 - 2053			14,636			12,060
中期票据			4.5		%	2024 - 2064			8,598			8,223
与可持续性挂钩的债券			4.7		%	2032 - 2033			6,751			3,355
固定对固定次级定期票据1			7.5		%	2080 - 2084			7,156			3,596
定息转浮息次级定期票据2			5.8		%	2077 - 2078			5,828			6,736
浮动利率票据3						2024			791			1,491
固定对浮动非赎回票据			6.0		%	2026			923			—
商业票据和信贷融资提款			4.7		%	2024 - 2028			3,177			7,984
其他4									17			15
Enbridge(美国)Inc.
商业票据和信贷融资提款			5.6		%	2025 - 2028			670			4,199
其他4									263			7
Enbridge Energy Partners，L.P.
高级笔记			6.5		%	2025 - 2045			3,231			3,320
Enbridge Gas Inc.
中期票据			4.2		%	2024 - 2053			10,185			9,535
债券			9.1		%	2024 - 2025			210			210
商业票据和信贷融资提款			5.2		%	2025			400			2,000
其他4									2			1
Enbridge管道(南光)有限责任公司
高级笔记			4.0		%	2040			791			921
Enbridge管道公司
中期票据5			4.3		%	2024 - 2053			5,425			5,425
债券			8.2		%	2024			200			200
商业票据和信贷融资提款			5.4		%	2025			449			312
其他4									4			—
Enbridge Southern Lights LP
高级笔记			4.0		%	2040			214			222
Spectrum Energy Capital，LLC
高级笔记			7.0		%	2032 - 2038			228			234
阿尔冈昆天然气输送有限责任公司
高级笔记			3.3		%	2024 - 2029			1,121			1,152
东田纳西天然气公司
高级笔记			3.1		%	2024			251			258
德克萨斯东部传输公司，LP
高级笔记			4.7		%	2028 - 2048			3,362			3,455
Spectrum Energy Partners，LP
高级笔记			4.3		%	2024 - 2045			4,220			4,336
Tri Global Energy，LLC
高级笔记									—			18
布拉克股份有限公司6
高级笔记			2.1		%	2032			521			—
西海岸能源公司。
中期票据			4.9		%	2024 - 2041			1,225			1,225
债券			8.1		%	2025 - 2026			275			275
公允价值调整									514			608
其他7									(439)			(393)
债务总额8									81,199			80,980
当期到期									(6,084)			(6,045)
短期借款9									(400)			(1,996)
长期债务									74,715			72,939

1初步 五或10年内，票据按固定利率计息。随后，在每个重置期内，利率将重置为等于五年期美国国债利率或五年期加拿大政府债券收益率加上一个保证金。如果发生破产和相关事件，这些票据将自动转换为转换优先股。

2初步 五或10年内，票据按固定利率计息。随后，利率将是浮动的，并设定为等于加元报价利率或担保隔夜融资利率（SOFR）加上一个保证金。如果发生破产和相关事件，这些票据将自动转换为转换优先股。

3票据的利率等于SOFR加上 40基点和SOFR加上 63基点。

4优先融资租赁债务。

5中期票据中包括美元1002112年到期的百万美元。

144

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62023年11月，作为收购额外 49%的利息，我们承担了$的债务5241000万欧元(欧元)358 百万）。于二零二三年十二月三十一日$611000万欧元(欧元)42(百万美元)和$4601000万欧元(欧元)31610,000,000美元)分别计入长期债务和长期债务的当期部分，分别记入综合财务状况表。参考附注13-长期投资了解这笔交易的更多细节。

7主要是未摊销折扣、溢价和债务发行成本。

82023 - $37亿，美元33十亿欧元3592000万；2022年--美元38亿，美元31十亿美元，零。总额不包括资本租赁债务、未摊销折扣、溢价和债务发行成本以及公允价值调整。

9未偿还商业票据的加权平均利率为5.2截至2023年12月31日的百分比(2022-4.5%).

10根据截至2023年12月31日未偿还的定期票据、债券、商业票据和信贷安排计算。

截至2023年12月31日，所有未偿债务均为无担保债务。

信贷安排

下表提供了截至2023年12月31日我们承诺的信贷安排的详细信息：

			成熟性1			总设施			抽签2			可用
(百万加元)
安桥。			2024-2028			8,876			3,177			5,699
Enbridge(美国)Inc.			2025-2028			8,373			670			7,703
Enbridge管道公司			2025			2,000			449			1,551
Enbridge Gas Inc.			2025			2,500			400			2,100
承诺信贷额度合计						21,749			4,696			17,053

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增加了其364-可延长一天的信贷安排，从美元起2.0亿至 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。对这一设施的承诺后来减少到零*截至2023年12月31日，由于2023年9月的$4.610亿美元的股票发行，2023年9月的从属长期债券发行，以及2023年11月的优先票据长期债券发行。

除上述已承诺的信贷安排外，我们维持$1.130亿美元的未承诺信用证融资，其中572截至2023年12月31日，有100万未使用。截至2022年12月31日，我们拥有1.330亿美元的未承诺信用证融资，其中689亿元未使用。

我们的信贷融资带有加权平均备用费， 0.1未动用部分按年利率10%计息，并按市场利率计息。若干信贷融资可作为商业票据计划的后盾，我们可选择延长该等融资，目前计划于二零二四年至二零二八年到期。

145

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于2023年及2022年12月31日，商业票据及信贷融资提取（扣除短期借款及一年内到期的非循环信贷融资）为$3.83亿美元和3,000美元10.5 2008年12月31日至2009年12月31日期间，分别有10亿美元和10亿美元的债务是由长期承诺信贷融资支持的，因此被列为长期债务。

长期债务问题

于截至2023年12月31日止年度，我们完成以下总额为美元的长期债务发行8.510亿美元3.9十亿：

公司

发行日期

本金金额

（百万加元，除非另有说明）

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

2023年11月

5.90%

优先票据将于2026年11月到期

美元750

2023年11月

6.00%

优先票据将于2028年11月到期

美元750

2023年11月

6.20%

优先票据将于2030年11月到期

美元750

2023年11月

6.70%

优先票据将于2053年11月到期

美元1,250

Enbridge Gas Inc.

2023年10月

5.46%

2028年10月到期的中期票据

$250

2023年10月

5.70%

2033年10月到期的中期票据

$400

2023年10月

5.67%

2053年10月到期的中期票据

$350

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。参考附注23--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%。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，利率将重新设定为等于加拿大五年期政府债券收益率加上 4.55%.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%.

146

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长期债务偿还

截至2023年12月31日止年度，我们完成了以下长期债务偿还，共计$1.410亿美元2.5亿元，分别为：

公司

还款日

本金金额

（百万加元，除非另有说明）

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%

定息转浮息后偿票据2

美元600

2023年6月

3.94%

中期票据

$450

2023年10月

4.00%

高级笔记

美元800

2023年10月

0.55%

高级笔记

美元500

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月和12月

3.98%

高级笔记

美元80

Enbridge管道公司

2023年8月

3.79%

中期票据

$250

2023年11月

6.35%

中期票据

$100

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债券的利率设定为等于SOFR加上 40基点。

2这个五年制原到期日为2078年4月的可赎回票据全部按面值赎回。

债务契约

我们的信贷融资协议及定期债务契约包括标准违约事件及契诺条文，据此，倘我们拖欠付款或违反若干契诺，则可能导致加速还款及╱或终止协议。于2023年12月31日，我们已遵守所有债务契诺。

年度债务到期日

于2023年12月31日，我们的承担详述如下：

			总计			较少 比 1年			2年			3年			4年			5年			此后
(百万加元)
年度债务到期日1			80,438			6,067			6,405			5,630			3,377			5,307			53,652

1包括根据贷款到期日提取的债券、定期票据、商业票据和信贷安排，不包括短期借款、债务贴现、债务发行成本、融资租赁债务和公允价值调整。根据某些债务安排，我们有能力在预定到期日之前赎回和偿还债务。因此，未来现金偿还的实际时间可能与上文所述的时间有很大不同。

利息支出

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
债券和定期票据			3,439			2,910			2,806
商业票据和信贷融资提款			519			388			114
公允价值调整摊销			(45)			(45)			(50)
资本化利息			(101)			(74)			(215)
			3,812			3,179			2,655

147

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18.  资产报废债务

我们的ARO主要涉及管道、可再生发电资产的报废以及与通行权协议和土地使用合同租赁有关的义务。

用于估计截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的预期未来现金流现值的贴现率范围为 1.5%至9.0%.

我们ARO负债变动的对账如下：

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
年初的义务			488			502
已获得的负债			1			—
已发生的负债			—			30
已结清的债务			(23)			(126)
预算及其他方面的更改			5			51
外币折算调整			(6)			24
吸积费用			28			7
年终时的债务			493			488
具体内容如下：
其他流动负债			136			83
其他长期负债			357			405
			493			488

19.  非控制性权益

下表提供了有关本公司合并财务状况报表中所列非控股权益的其他信息：

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
阿尔冈昆天然气输送有限责任公司			384			400
Enbridge Athabasca Midstream Investor Limited Partnership1			1,086			1,106
马里泰斯和东北管道，L.L.C.			559			582
可再生能源资产			885			1,302
马里泰斯与东北管道有限合伙企业			111			117
其他			4			4
			3,029			3,511

12022年10月5日，我们完成了一项11.6从我们的区域油砂系统到Aii的某些资产的非营业权益的百分比。参考附注8--收购和处置.

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20.  股本

我们的法定股本包括无限数量的无面值普通股和无限数量的优先股。

普通股

			2023						2022						2021
十二月三十一日，			股份数量			金额			股份数量			金额			股份数量			金额
(百万加元；百万股数量)
年初余额			2,025			64,760			2,026			64,799			2,026			64,768
已发行股份，扣除发行成本			103			4,485			—			—			—			—
因行使股票期权而发行的股份			—			3			2			53			—			31
在归属RSU时发行的股份，税后净额			—			12			—			—			—			—
按设定价值购买股份1			(3)			(80)			(3)			(88)			—			—
其他			—			—			—			(4)			—			—
年终余额			2,125			69,180			2,025			64,760			2,026			64,799

1这反映了我们正常路线发行人报价下的普通股回购和注销。

149

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优先股

			2023						2022						2021
十二月三十一日，			股份数量			金额			股份数量			金额			股份数量			金额
(百万加元；百万股数量)
A系列优先股			5			125			5			125			5			125
优先股，B系列			20			500			20			500			18			457
优先股，C系列1			—			—			—			—			2			43
优先股，D系列			18			450			18			450			18			450
优先股，F系列			18			454			20			500			20			500
优先股，G系列2			2			46			—			—			—			—
优先股，H系列			12			291			14			350			14			350
优先股，系列I3			2			59			—			—			—			—
优先股，J系列4			—			—			—			—			8			199
优先股，系列L			16			411			16			411			16			411
优先股，N系列			18			450			18			450			18			450
优先股，P系列			16			400			16			400			16			400
优先股，R系列			16			400			16			400			16			400
优先股，系列1			16			411			16			411			16			411
优先股，系列3			24			600			24			600			24			600
优先股，系列5			8			206			8			206			8			206
优先股，系列7			10			250			10			250			10			250
优先股，系列9			11			275			11			275			11			275
优先股，系列11			20			500			20			500			20			500
优先股，系列13			14			350			14			350			14			350
优先股，系列15			11			275			11			275			11			275
优先股，系列175			—			—			—			—			30			750
优先股，系列19			20			500			20			500			20			500
发行成本						(135)						(135)						(155)
年终余额						6,818						6,818						7,747

12022年6月1日，所有已发行的C系列优先股转换为B系列优先股。

22023年6月1日， 1,827,695在已发行的优先股中，F系列被转换为G系列优先股。

32023年9月1日，2,350,602在已发行的优先股中，H系列转换为优先股，即I系列。

42022年6月1日，我们赎回了美元200700万股已发行累计可赎回优先股，J系列。

52022年3月1日，我们赎回了我们的美元75017亿股已发行累计可赎回最低利率重置优先股。

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我们已发行优先股的特点如下：

			股息率			分红1			每股收益基数 救赎 价值2			救赎和 转换 期权日期2,3			权 转换 变成3,4
（加元，除非另有说明）
A系列优先股			5.50		%	$1.37500			$25			—			—
优先股，B系列			5.20		%	$1.30052			$25			2027年6月1日			C系列
优先股，D系列5			5.41		%	$1.35300			$25			2028年3月1日			E系列
优先股，F系列6			5.54		%	$1.38452			$25			2028年6月1日			G系列
优先股，G系列7			6.96		%	$1.90704			$25			2028年6月1日			F系列
优先股，H系列8			6.11		%	$1.52800			$25			2028年9月1日			系列I
第一系列优先股9			7.19		%	$1.81004			$25			2028年9月1日			H系列
优先股，系列L			5.86		%	美元1.46448			美元25			2027年9月1日			M辑
优先股，N系列10			6.70		%	$1.67400			$25			2028年12月1日			O系列
优先股，P系列			4.38		%	$1.09476			$25			2024年3月1日			Q系列
优先股，R系列			4.07		%	$1.01825			$25			2024年6月1日			S系列
优先股，系列111			6.70		%	美元1.67592			美元25			2028年6月1日			系列2
优先股，系列3			3.74		%	$0.93425			$25			2024年9月1日			系列4
优先股，系列5			5.38		%	美元1.34383			美元25			2024年3月1日			系列6
优先股，系列7			4.45		%	$1.11224			$25			2024年3月1日			系列8
优先股，系列9			4.10		%	$1.02424			$25			2024年12月1日			系列10
优先股，系列11			3.94		%	$0.98452			$25			2025年3月1日			系列12
优先股，系列13			3.04		%	$0.76076			$25			2025年6月1日			系列14
优先股，系列15			2.98		%	$0.74576			$25			2025年9月1日			系列16
优先股，系列1912			6.21		%	$1.55300			$25			2028年3月1日			系列20

1股东有权获得董事会宣布的固定累计季度优先股息。除A系列优先股外，这种固定股息率每隔一次五年从最初的赎回和转换期权日期开始。优先股、系列G和系列I包含股息率每季度重置的功能。优先股系列19包含一项功能，即固定股息率在重置时每隔五年，将不低于4.90%。没有其他系列的优先股具有这一功能。

2A系列优先股可随时根据我们的选择进行赎回。对于所有其他优先股系列，吾等可选择赎回全部或部分已发行优先股，按每股基本赎回价值加上所有应计及未付股息，于赎回期权日期及其后每五周年赎回。

3持股人将有权在符合某些条件的情况下，将其股份转换为指定系列的累积可赎回优先股一-以转换期权日期及其后每五周年为基准，按相当于每股基本赎回价值的归属发行价计算。

4除A系列优先股外，在赎回及转换期权日期后，持有人可选择按以下比率收取每股季度浮动利率累积股息：25X(季度天数/一年天数)×三个月加拿大政府国库券利率+2.4%(C系列)，2.4%(E系列)，2.5%(G系列)，2.1%(系列I)，2.7%(O系列)，2.5%(系列季度)，2.5%(S系列)，2.4%(系列4)，2.6%(系列8)，2.7%(系列10)，2.6%(系列12)、2.7%(系列14)、2.7%(系列16)或3.2%(系列20)；或25美元x(季度天数/一年天数)x三个月美国国债利率+3.2%(M系列)，3.1%(系列2)，或2.8%(系列6)。

5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。

6优先股的季度每股股息，F系列增加到$0.34613从$0.293062023年6月1日，由于2023年6月1日年度股息重置。

72023年6月1日， 1,827,695在已发行的优先股中，F系列被转换为优先股G系列。每股优先股的季度股息增加到$G系列。0.47676从$0.472452023年12月1日起按季度重置。

8H系列优先股的季度每股股息增加到1美元。0.38200从$0.273502023年9月1日，由于2023年9月1日年度股息重置。

92023年9月1日，2,350,602在已发行的优先股中，H系列被转换为优先股I系列。优先股I系列支付的季度每股股息增加到1美元。0.45251从$0.448142023年12月1日，将于发行之日起按季度重置。

10优先股的季度每股股息，N系列增加到$0.41850从$0.317882023年12月1日，由于2023年12月1日年度股息重置。

11优先股每股季度股息，系列1增加至美元0.41898由US$0.371822023年6月1日，由于2023年6月1日年度股息重置。

12优先股的季度每股股息，系列19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。

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股东权利计划

股东权利计划旨在鼓励在任何收购要约中公平对待我们的股东。当个人及任何关联方取得或宣布有意取得时，根据该计划发出的权利即可行使。20%或更多的已发行普通股，未遵守计划中的某些规定或未经董事会批准。如果发生这样的收购，除收购人和关联方外，每个权利持有人都将有权按一定比例购买我们的普通股。50比当时的市场价打了9折。

21.  股票期权和股票单位计划

我们坚持认为三我们长期激励计划(该计划)下的主要车辆：ISO、PSU和RSU。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的股票薪酬支出总额为#美元。154百万，$260百万美元和美元157分别为100万美元。根据该计划，批准以股份结算的奖励的普通股数量为181截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。

激励性股票期权

某些关键员工被授予以授予日市场价格购买普通股的权利。ISO以等额的年度分期付款方式支付四-年限和期满10发行日期后数年。

2023年12月31日			数			加权 平均值 锻炼 价格			加权 平均值 剩余 合同 生活就是这样(年)			集料 固有的 价值
(期权数量以千为单位；加权平均行使价以加元为单位；内在价值以百万加元为单位)
年初未偿还期权			27,624			48.46
授予的期权			3,053			53.11
行使的期权1			(648)			45.70
选项已取消或已过期			(1,300)			53.84
年底未偿还期权			28,729			50.79			5.3			45
年终归属的期权2			20,235			50.64			4.1			36

1于截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度内行使的ISO总内在价值为2百万，$66百万美元和美元24百万美元，而锻炼收到的现金为零，#3百万美元和美元2分别为100万美元。

2在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度内归属的ISO的公允价值总额为20百万，$21百万美元和美元25分别为100万美元。

152

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用布莱克-斯科尔斯-默顿模型确定国际标准化组织公允价值的加权平均假设如下：

截至2013年12月31日的一年，			2023			2022			2021
每个期权的公允价值(加元)1			6.05			5.07			4.10
估值假设
预期期权期限(年)2			6			6			6
预期波动率3			22.2		%	21.9		%	25.5		%
预期股息收益率4			6.7		%	6.5		%	7.6		%
无风险利率5			3.5		%	1.8		%	0.7		%

1授予美国员工的期权是基于纽约证券交易所的价格。所显示的期权价值和假设是基于美国和加拿大期权的加权平均值。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的每个期权的公允价值为5.38, $4.78及$3.91，分别为加拿大雇员和美元5.23，美元4.62和美元3.65分别针对美国员工。

2预期期权期限为六年基于历史演练实践和五年对于符合退休条件的员工。

3预期波动率乃参考历史每日股价波动率及考虑于临近授出日期的认购期权价值中可见的隐含波动率而厘定。

4预期股息收益率是授予日的当前年度股息除以当前股票价格。

5无风险利率基于加拿大政府的加拿大债券收益率和美国国债收益率。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的薪酬支出为#美元。18百万，$15百万美元和美元16分别为100万美元。截至2023年12月31日，与非既有ISO相关的未确认补偿支出为#美元11百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.

业绩存量单位

PSU授予若干主要雇员，现金奖励于下列情况支付： 三年制性能周期。奖励的计算方法是将业绩期末的未偿基金单位数量乘以Enbridge的加权平均股价， 20于补助金到期日前10日，并按业绩乘数计算。性能乘数范围从 零，如果我们的表现未能达到阈值表现水平，最高可达 2.0如果我们的表现在最高的表现目标范围内。业绩乘数是通过计算我们的股东总回报百分比排名相对于指定的同行集团的公司和我们的每股可分配现金流，调整不寻常，罕见或其他非经营因素，相对于目标建立在授予时。从2023年开始，绩效乘数还包括温室气体减排部分。为了计算2023年的费用， 1.0用于2023年PSU赠款， 1.252022年PSU补助金， 1.252021年PSU补助金。

2023年12月31日			数			加权 平均值 剩余 合同 生活就是这样(年)			集料 固有的 价值
(单位数以千为单位；内在价值以百万加元为单位)
年初未清偿的单位			3,249
已批出单位			2,128
已取消的单位			(214)
单位成熟度1			(2,218)
红利再投资			235
年终未清单位			3,180			1.1			175

1在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，为PSU支付的总金额为#美元。123百万，$90百万美元和美元70分别为100万美元。

153

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截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，PSU的补偿支出为#美元。59百万，$169百万美元和美元56分别为100万美元。截至2023年12月31日，与未归属PSU相关的未确认补偿支出为#美元54百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.

限制性股票单位

根据该计划，员工还可以获得现金结算或股票结算的RSU。现金结算的RSU支付给某些关键员工，在授予日的第一、第二和第三个周年纪念日等额分期付款。股票结算奖励授予非执行高级管理人员，并在以下情况下授予背心三年制成熟期。从2023年开始，股份结算单位被授予非高级管理人员。这些单位在授予日的第一、第二和第三个周年纪念日授予。RSU持有者将获得相当于Enbridge加权平均股价的现金或股票20赠款到期日之前的天数乘以到期日的未偿还单位数。

2023年12月31日			数			加权 平均值 授予日期公允价值2			加权 平均值 剩余 合同期限(年)			集料 内在价值
(单位数以千为单位；内在价值以百万加元为单位)
年初未清偿的单位			3,565			49.64
已批出单位			1,373			52.05
已取消的单位			(246)			52.06
单位成熟度1			(1,401)			51.05
红利再投资			280			50.88
年终未清单位			3,571			50.69			0.9			177

1在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，为RSU支付的总金额为#美元。56百万，$32百万美元和美元72分别为100万美元。

2加权平均授出日公允价值不包括现金结算单位。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度记录的RSU补偿费用为#美元。77百万，$76百万美元和美元85分别为100万美元。截至2023年12月31日，与未归属RSU相关的未确认补偿费用为#美元60百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内完全确认，加权平均期间约为两年.

154

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22.  累计其他综合收益/(亏损)构成

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，我们普通股股东应占AOCI的变化如下：

			现金流 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)			232			62			409			(1,695)			6			(158)			(1,144)
其他全面(收益)/亏损重新归类为收益
利率合约1			28			—			—			—			—			—			28
外汇合约2			—			(47)			—			—			—			—			(47)
养恤金摊销和OPEB精算收益3			—			—			—			—			—			(24)			(24)
			260			15			409			(1,695)			6			(182)			(1,187)
税收影响
保留在AOCI的金额的所得税			(47)			(14)			—			—			—			28			(33)
对重新归类为收入的金额征收所得税			(14)			11			—			—			—			6			3
			(61)			(3)			—			—			—			34			(30)
截至2023年12月31日的结余			320			(23)			(728)			2,653			11			70			2,303

			现金流 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)			1,125			(35)			(971)			4,292			(6)			411			4,816
其他全面(收益)/亏损重新归类为收益
利率合约1			186			—			—			—			—			—			186
外汇合约2			(4)			—			—			—			—			—			(4)
其他合同4			4			—			—			—			—			—			4
养恤金摊销和OPEB精算收益3			—			—			—			—			—			(14)			(14)
其他			—			—			—			—			16			—			16
			1,311			(35)			(971)			4,292			10			397			5,004
税收影响
保留在AOCI的金额的所得税			(250)			—			—			—			—			(99)			(349)
对重新归类为收入的金额征收所得税			(43)			—			—			—			—			4			(39)
			(293)			—			—			—			—			(95)			(388)
截至2022年12月31日的结余			121			(35)			(1,137)			4,348			5			218			3,520

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			现金流 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2021年1月1日的结余			(1,326)			5			(215)			568			66			(499)			(1,401)
留存于AOCI的其他综合收益/(亏损)			238			(5)			49			(492)			(12)			520			298
其他全面(收益)/亏损重新归类为收益
利率合约1			296			—			—			—			—			—			296
商品合同5			1			—			—			—			—			—			1
外汇合约2			5			—			—			—			—			—			5
其他合同4			2			—			—			—			—			—			2
股权投资处置			—			—			—			—			(66)			—			(66)
养恤金和OPEB精算损失和先前服务费用的摊销3			—			—			—			—			—			28			28
其他			17			—			—			(20)			3			—			—
			559			(5)			49			(512)			(75)			548			564
税收影响
保留在AOCI的金额的所得税			(61)			—			—			—			—			(126)			(187)
对重新归类为收入的金额征收所得税			(69)			—			—			—			4			(7)			(72)
			(130)			—			—			—			4			(133)			(259)
截至2021年12月31日的结余			(897)			—			(166)			56			(5)			(84)			(1,096)

1在合并收益表中的利息支出中报告。

2在合并收益表中的运输和其他服务收入和其他收入/（支出）中报告。

3该等组成部分计入定期福利（贷记）╱成本净额的计算中，并于综合收益表的其他收入╱（开支）内呈报。

4在合并收益表中的经营和行政费用中报告。

5在合并收益表中的运输和其他服务收入、商品销售、商品成本以及经营和行政费用中报告。

23.  风险管理和金融工具

市场风险

我们的盈利、现金流量及其他全面收益受外汇汇率、利率、商品价格及我们的股价变动（统称为市场风险）影响。本集团已设计正式风险管理政策、流程及系统以减轻该等风险。

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。

156

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CTS框架内固有的外汇风险在MTS中并不存在。因此，我们不再需要与加拿大主线相关的外汇对冲计划，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、现金流和保险业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。薪酬固定收益浮动利率掉期可能被用来对冲未来利率变动的影响。我们实施了套期保值计划，通过执行浮动至固定利率掉期和无成本挂钩，部分缓解短期利率波动对利息支出的影响。这些掉期的平均固定利率为4.1%.

2023年3月8日，我们发行了美元7001000万美元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。还执行了相应的固定到浮动的可取消掉期，这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，通过执行平均掉期利率为3.5%.

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，以及我们的能源服务子公司的活动，我们的收益、现金流和保证金受到大宗商品价格变化的影响。这些大宗商品包括天然气、原油、电力和天然气。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。

157

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2023年12月31日			导数 仪器 用作 现金流对冲						导数 仪器 用作 公允价值对冲			非- 排位赛 衍生工具			总收入 导数 呈交的文书			金额 可用于偏移			总净值 衍生工具
(百万加元)
其他流动资产
外汇合约			—						41			98			139			(32)			107
利率合约			31						—			34			65			(32)			33
商品合同			—						—			418			418			(270)			148
其他合同			—						—			1			1			(1)			—
			31						41			551			623			(335)			288
递延金额和其他资产
外汇合约			—						16			319			335			(122)			213
利率合约			51						—			2			53			(21)			32
商品合同			—						—			75			75			(41)			34
			51						16			396			463			(184)			279
其他流动负债
外汇合约			—						(44)			(84)			(128)			32			(96)
利率合约			(183)						—			(3)			(186)			32			(154)
商品合同			(11)						—			(412)			(423)			270			(153)
其他合同			—						—			(1)			(1)			1			—
			(194)						(44)			(500)			(738)			335			(403)
其他长期负债
外汇合约			—						(17)			(481)			(498)			122			(376)
利率合约			(3)						—			(85)			(88)			21			(67)
商品合同			(7)						—			(159)			(166)			41			(125)
			(10)						(17)			(725)			(752)			184			(568)
衍生工具负债净额总额
外汇合约			—						(4)			(148)			(152)			—			(152)
利率合约			(104)						—			(52)			(156)			—			(156)
商品合同			(18)						—			(78)			(96)			—			(96)
其他合同			—						—			—			—			—			—
			(122)						(4)			(278)			(404)			—			(404)

158

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2022年12月31日			导数 仪器 用作 现金流对冲						导数 仪器 用作公允价值对冲			非- 排位赛 衍生工具			总收入 导数 呈交的文书			金额 可用于偏移			总净值 衍生工具
(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
份外汇合约			—						156			153			309			(138)			171
*利率合约			254						—			—			254			—			254
**大宗商品合约			—						—			61			61			(25)			36
包括其他合同			1						—			2			3			—			3
			255						156			216			627			(163)			464
其他流动负债
份外汇合约			—						(42)			(524)			(566)			41			(525)
**大宗商品合约			(48)						—			(284)			(332)			182			(150)
			(48)						(42)			(808)			(898)			223			(675)
其他长期负债
份外汇合约			—						—			(1,116)			(1,116)			138			(978)
*利率合约			(3)						—			(1)			(4)			—			(4)
**大宗商品合约			(37)						—			(133)			(170)			25			(145)
			(40)						—			(1,250)			(1,290)			163			(1,127)
衍生工具净资产/(负债)总额
份外汇合约			—						114			(1,441)			(1,327)			—			(1,327)
利率合约			900						—			10			910			—			910
**大宗商品合约			(85)						—			(54)			(139)			—			(139)
包括其他合同			1						—			9			10			—			10
			816						114			(1,476)			(546)			—			(546)

 

159

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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																											2022
截至12月31日，			2024			2025			2026			2027			2028			此后						总计						总计
外汇合约-美元远期-买入(百万美元)			1,360			500						—			—			—						1,860						2,155
外汇合约-美元远期-抛售(百万美元)			6,582			5,327			4,697			4,091			3,162			888						24,747						27,610
外汇合约-英镑(GBP)远期-抛售(百万英镑)			30			30			28			32			—			—						120						149
外汇合约-欧元远期-卖出(百万欧元)			141			126			121			81			67			195						731						697
外汇合约-日元远期-买入(百万日元)			—			84,800			—			—			—			—						84,800						84,800
利率合同--短期支付固定利率(百万加元)			5,903			1,881			1,122			74			25			13						9,018						9,356
利率合约-短期债务收取固定利率(百万加元)			918			923			174			—			—			—						2,015						—
利率合同--长期支付固定利率(百万加元)1			4,582			580			—			—			—			—						5,162						7,851
利率合约--无成本的领口(百万加元)			—			1,098			41			—			—			—						1,139						—
股权合同(百万加元)			34			13			—			—			—			—						47						80
商品合同--天然气(数十亿立方英尺)			31			32			13			10			—			—						86						93
商品合约--原油(百万桶)			6			—			—			—			—			—						6						16
商品合同--权力(兆瓦/小时(兆瓦/小时))			49			(14)			(26)			(53)			(57)			(30)						(22)			2			(14)			2

1表示对冲的长期债务发行的名义。

2总计是电力的平均净买入额/(卖出额)。

被指定为公允价值对冲的衍生品

下表列出了被指定并符合公允价值套期保值的外汇衍生工具，衍生工具的已实现和未实现损益计入综合收益表中的其他收入/(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。

Year ended December 31,			2023			2022
(百万加元)
衍生工具未实现收益/(亏损)			(132)			262
套期保值项目的未实现损益			131			(254)
衍生工具已实现亏损			(47)			(110)
套期保值项目已实现收益			—			85

160

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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：

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(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			—			3			(29)
利率合约			201			1,151			252
商品合同			68			(53)			(28)
其他合同			(2)			(4)			1
公允价值对冲
外汇合约			15			(35)			(5)
			282			1,062			191
从AOCI重新分类为收益的亏损金额
外汇合约1			—			13			5
利率合约2			28			186			296
商品合同3			—			—			1
其他合同3			—			4			2
			28			203			304

1在合并收益表中的运输和其他服务收入和其他收入/（支出）中报告。

2在合并收益表中的利息支出中报告。

3在合并收益表中的经营和行政费用中报告。

我们估计会有1美元的损失18AOCI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2截至2023年12月31日。

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：

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
外汇合约1			1,292			(1,344)			92
利率合约2			(63)			10			2
商品合同3			(41)			50			71
其他合同4			(8)			4			8
未实现衍生工具公允价值净收益/(亏损)总额			1,180			(1,280)			173

1截至各自年度，在运输和其他服务收入内报告(2023年-$645百万美元收益；2022年-美元238百万亏损；2021年-$98百万美元收益)和其他收入/(支出)(2023年--美元647百万美元收益；2022年-美元1,106百万亏损；2021年-$6百万亏损)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截至各自年度，在运输和其他服务收入内报告(2023年-$35百万亏损；2022年-$13百万美元收益；2021年-美元9百万美元)，商品销售额(2023年-美元153百万美元收益；2022年-美元89百万美元收益；2021年-美元160百万美元收益)，商品成本(2023年-美元94百万亏损；2022年-$102百万亏损；2021年-$105百万美元亏损)以及运营和管理费用(2023年--美元65百万亏损；2022年-$50百万美元收益；2021年-美元7百万收益)在综合收益表中。

4在合并损益表中列报营业和行政费用.

161

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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12月31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。我们还确定了各种其他潜在的债务和股权融资来源，包括恢复我们的股息再投资和股票购买计划或在市场上发行股权。

信用风险

订立衍生工具或会因交易对手可能违反其合约责任而承受信贷风险。为减低该风险，我们主要与拥有良好投资级信贷评级的机构订立风险管理交易。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限额及合约规定、净额结算安排及使用外部信贷评级服务及其他分析工具持续监察交易对手信贷风险而减轻。

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：

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
加拿大金融机构			457			644
美国金融机构			252			277
欧洲金融机构			107			334
亚洲金融机构			121			224
其他1			125			105
			1,062			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。

于2023年12月31日，吾等并无提供任何信用证以代替根据相关ISDA协议的条款向吾等交易对手提供现金抵押品。我们举行了不是截至2023年12月31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。

162

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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

我们按经常性基准按公平值计量的金融资产及负债包括衍生工具及其他金融工具。我们亦披露并非按公平值计量的其他金融工具的公平值。金融工具的公平值反映我们根据普遍接受的估值技术或模式对市值作出的最佳估计，并以可观察的市场价格及利率支持。当该等价值不可用时，我们使用基于可观察市场输入数据的适用收益率曲线的贴现现金流量分析估计公平值。

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LMCI下CER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。

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。

163

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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产品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。

衍生产品的公允价值

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12月31日			第1级			二级			第三级			总派生工具
(百万加元)
金融资产
流动衍生资产
外汇合约			—			139			—			139
利率合约			—			65			—			65
商品合同			142			103			173			418
其他合同			—			1			—			1
			142			308			173			623
长期衍生资产
外汇合约			—			335			—			335
利率合约			—			53			—			53
商品合同			—			24			51			75
			—			412			51			463
金融负债
流动衍生负债
外汇合约			—			(128)			—			(128)
利率合约			—			(186)			—			(186)
商品合同			(136)			(76)			(211)			(423)
其他合同			—			(1)			—			(1)
.			(136)			(391)			(211)			(738)
长期衍生负债
外汇合约			—			(498)			—			(498)
利率合约			—			(88)			—			(88)
商品合同			—			(22)			(144)			(166)
			—			(608)			(144)			(752)
金融净资产/(负债)合计
外汇合约			—			(152)			—			(152)
利率合约			—			(156)			—			(156)
商品合同			6			29			(131)			(96)
其他合同			—			—			—			—
			6			(279)			(131)			(404)

164

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2022年12月31日			1级			2级			3级			总派生工具
(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)

 

第三级衍生工具公平值计量所用之重大不可观察输入数据如下：

2023年12月31日			公允价值			无法观察到的输入			最低价格			最高价格			加权平均价格			计量单位
(公允价值以百万加元为单位)
商品合同--金融1
天然气			(6)			远期天然气价格			2.66			8.29			3.78			$/Mmbtu2
原油			(7)			远期原油价格			69.01			92.76			80.35			$/桶
电源			(87)			远期电价			29.75			145.24			59.21			美元/兆瓦/小时
商品合约--实物1
天然气			14			远期天然气价格			0.86			11.85			3.42			$/Mmbtu2
原油			(7)			远期原油价格			64.51			98.11			82.85			$/桶
电源			(38)			远期电价			18.20			164.84			58.46			美元/兆瓦/小时
			(131)

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。

165

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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：

Year ended December 31,			2023			2022
(百万加元)
期初第3级衍生负债净额			(136)			(108)
总收益/(亏损)，未实现
包括在收入中1			(48)			6
包括在OCI中			67			(54)
聚落			(14)			20
年终第三级衍生工具负债净额			(131)			(136)

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12月31日或2022年12月31日，没有资金调入或调出3级。

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12月31日和2022年12月31日的年度内，我们确认了未实现外汇收益#美元。645百万美元和损失$954百万美元，分别用于转换以美元计价的债务，在保监处。不是截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日止年度，我们的未偿还远期外汇合约公允价值变动的未实现收益或亏损在保监处确认。不是在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，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12月31日和2022年12月31日的年度内，我们确认了已实现亏损$2361000万美元和300万美元21百万美元，分别与结算保监处于期内到期的美元债务有关。

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FVMA投资，并按减去成本后的减值计入。FVMA投资的账面价值总计为#美元。173百万美元和美元102截至2023年、2023年和2022年12月31日，分别为100万。

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12月31日，投资的公允价值S在 我们的专属自保保险子公司持有的股票基金和债务证券为$287百万美元和美元284分别为百万美元(2022年-$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。279截至2023年12月31日(2022年-$295百万)。对股票基金和债务证券的这些投资按公允价值确认，在公允价值层次中分别被归类为第一级和第二级，并在综合财务状况表中计入其他流动资产和长期投资。有未实现的持有收益为#美元34截至2023年12月31日的年度为百万美元(2022年-亏损$26百万)。

截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，我们的长期债务账面价值为1美元。81.210亿美元79.3未扣除债务发行成本和公允价值分别为10亿美元和78.110亿美元73.5分别为10亿美元。我们也有非流动应收票据按账面价值列账，并在综合财务状况表中以递延金额和其他资产入账。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，非流动应收票据的账面价值为#美元。53百万美元和美元752分别为100万欧元，这也接近其公允价值。

166

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截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们拥有公允价值为美元的投资。717百万美元和美元593分别计入综合财务状况表中的限制性长期投资。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，总金额为1美元263百万美元和美元236截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日分别为100万欧元，在公允价值层次中被归类为第一级。我们还限制了以信托形式持有的长期投资，总额为1美元。454百万美元(成本基础--美元486(百万美元)和$357百万美元(成本基础--美元437分别为2023年、2023年和2022年12月31日，在公允价值层次中被归类为第二级。有未实现的持有收益为#美元51百万美元和亏损$122百万美元的赌注投资截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度。在其他长期负债中，我们曾估计与LMCI相关的未来遗弃成本为#美元。745百万美元和美元610截至2023年和2022年12月31日分别为百万(注7).

 

上述衍生工具以外的金融资产及负债、对其他实体的若干长期投资、受限长期投资、我们专属自保附属公司持有的投资、长期债务及非流动应收票据的公允价值，因到期日较短而接近其账面值。

24. 所得税

所得税税率对账

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
所得税前收益			7,879			4,542			7,729
加拿大联邦法定所得税税率			15		%	15		%	15		%
按法定税率缴纳的预期联邦税			1,182			681			1,159
因以下原因而增加/(减少)：
省和州所得税1			411			108			228
外国和其他法定利差2			187			295			134
利率管制会计的影响3			(106)			(122)			(139)
监管延期的核销3,4			115			—			—
第VI.1部分税收，扣除联邦第I部分扣除3,5			66			76			73
美国最低税额6			100			107			—
出售投资所得的免税部分t3,7			—			—			(23)
估值免税额3			(12)			6			5
不可抵扣商誉的会计减值3,8			—			370			—
非控制性权益3,9			19			9			(17)
投资和生产税收抵免			(47)			—			—
其他3			(94)			74			(5)
所得税费用			1,821			1,604			1,415
有效所得税率			23.1		%	35.3		%	18.3		%

12022年至2023年各省和州所得税的变化反映了加拿大业务收益的减少和州税收分配的变化，在考虑2022年不可抵扣商誉减值之前，美国业务收益的减少部分抵消了这一变化。参考附注15-商誉。

22022年至2023年外国和其他法定利差的变化反映了在考虑2022年不可扣除商誉减值之前来自美国业务的收益减少。参考附注15-商誉。

3这些项目的省和州税部分包括在上面的省和州所得税中。

42023年的金额包括取消确认与Southern Lights Canada和包括9号线和L3R线在内的部分加拿大主线有关的所得税的税率管制会计对联邦税收的影响。参考附注7--规管事宜。

5第VI.1部分税收是对在加拿大支付的优先股股息征收的税收。

6由于奖金税折旧造成的税收损失，2021年美国没有最低税额。

72021年的金额涉及出售Noverco投资的收益对联邦的影响。

82022年的金额涉及与天然气传输报告单位相关的不可扣除商誉减值的联邦影响。参考附注15-商誉。

167

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9这一金额包括2023年查普曼牧场和2022年魔幻谷因非控股权益而减值的联邦税收影响。参考附注11--财产、厂房和设备。

税前收益和所得税的组成部分

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
所得税前收益
加拿大			2,233			583			3,399
我们			4,620			2,865			3,336
其他			1,026			1,094			994
			7,879			4,542			7,729
现行所得税
加拿大			100			360			162
我们			191			201			80
其他			110			86			82
			401			647			324
递延所得税
加拿大			456			(358)			344
我们			974			1,309			741
其他			(10)			6			6
			1,420			957			1,091
所得税费用			1,821			1,604			1,415

递延所得税的构成部分

递延所得税资产和负债是根据资产和负债的账面金额及其各自的税基之间的差异在未来的税务后果中确认的。递延所得税资产和负债的主要组成部分如下：

十二月三十一日，			2023			2022
(百万加元)
递延所得税负债
财产、厂房和设备			(9,202)			(9,096)
投资			(7,765)			(7,099)
监管资产			(1,338)			(1,291)
其他			(52)			(46)
递延所得税负债总额			(18,357)			(17,532)
递延所得税资产
金融工具			271			456
亏损结转			1,745			2,259
其他			1,798			1,723
递延所得税资产总额			3,814			4,438
减去估值免税额			(147)			(215)
递延所得税总资产，净额			3,667			4,223
递延所得税净负债			(14,690)			(13,309)
具体内容如下：
递延所得税资产总额			341			472
递延所得税负债总额			(15,031)			(13,781)
递延所得税净负债			(14,690)			(13,309)

本集团已就若干亏损及信贷结转以及投资之外部基准暂时差额设立估值拨备，以减少递延所得税资产至较有可能变现之金额。

 

168

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于2023年12月31日，我们确认未动用税项亏损结转的利益为$1.310亿美元（2022年-2.110亿美元），将于2030年及以后到期。

于2023年12月31日，我们确认未动用税项亏损结转的利益为$6.410亿美元（2022年-8.1亿美元）在美国。未使用的税收损失结转$0.1200亿欧元(2022年--美元)0.2 10亿美元）将于2024年到期，未使用的税收亏损结转为美元6.3200亿欧元(2022年--美元)7.9 十亿没有过期。

我们并无就绝大部分海外附属公司的账面值与其相应税基之间的差额计提递延所得税拨备，原因为该等附属公司的盈利拟永久再投资于其业务。因此，预计这些投资在可预见的未来不会产生所得税。投资账面价值与其税基之间的差额主要是未汇出收益和货币换算调整的结果。未就海外附属公司确认递延税项的未汇出盈利及货币换算调整为$6.610亿美元8.0截至2023年及2022年12月31日止期间，本集团分别录得20亿港元。如果这些收益以股息或其他形式汇出，我们可能需要缴纳所得税和外国预扣税。厘定适用于该等金额的未确认递延所得税负债金额并不实际可行。

Enbridge和我们的某些子公司在加拿大、美国和其他外国司法管辖区须纳税。我们可能受到审查的重要司法管辖区包括美国(联邦)和加拿大(联邦、艾伯塔省和魁北克)。我们对2016至2023纳税年度的加拿大税务机关和2020至2023纳税年度的美国税务机关开放审查。我们目前正在审查2017至2020纳税年度加拿大的所得税事宜。我们目前没有在任何其他需要缴纳所得税的重要司法管辖区接受所得税事宜的审查。

未确认的税收优惠

Year ended December 31,			2023			2022
(百万加元)
年初未确认的税收优惠			55			76
上一年税收状况的毛减额			(2)			(17)
外币换算的变动			(1)			1
诉讼时效失效			(7)			(5)
年底未确认的税收优惠			45			55

 

截至2023年12月31日的未确认税收优惠，如果得到确认，将影响我们的实际所得税税率。我们预计未来12个月未确认的税收优惠不会对我们的综合财务报表产生重大影响。

我们确认与未确认的税收优惠相关的应计利息和罚款是所得税的一个组成部分。截至2023年12月31日和2022年12月31日的两个年度，所得税中包括的利息和罚款为1美元。1百万美元的开销。截至2023年12月31日和2022年12月31日，利息和罚款为$14百万美元和美元13已经分别积累了100万美元。

169

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25.  退休金和其他退休后福利

 

养老金计划

我们赞助加拿大和美国的缴费型和非缴款型注册固定收益和固定贡献养老金计划，这些计划提供覆盖几乎所有员工的福利。加拿大养老金计划为我们的加拿大员工提供固定福利和固定缴费养老金福利。美国养老金计划为我们的美国员工提供固定收益养老金福利。我们还赞助补充性的非缴费固定收益养老金计划，为加拿大和美国的某些员工提供非登记福利。

固定收益养老金计划福利

固定福利养恤金计划的应付福利是根据每个计划参与人的服务年限和最终平均薪酬计算的。一些福利在计划参与者退休后部分地与通胀挂钩。我们的贡献是根据独立的精算估值做出的。参与人对缴费固定收益养恤金计划的缴费是根据每个计划参与人目前符合资格的薪酬计算的。

固定缴费养老金计划福利

我们的缴费是根据每个计划参与者目前合格的薪酬计算的。我们对一些固定缴款养老金计划的缴费也是基于年龄和服务年限的。我们的固定缴款养老金福利成本等于我们需要缴纳的金额。

170

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福利义务、计划资产和资金状况

下表详细说明了我们的固定收益养老金计划的预计福利债务、计划资产的公允价值和记录的资产或负债的变化：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
预计福利债务的变化
年初的预计福利义务			3,630			4,600						1,029			1,184
服务成本			81			131						40			43
利息成本			184			127						47			24
参与者的贡献			31			29						—			—
精算(收益)/损失1			359			(1,069)						31			(201)
已支付的福利			(193)			(187)						(76)			(94)
外币汇率变动			—			—						(29)			77
其他			—			(1)						(6)			(4)
年底的预计福利义务2			4,092			3,630						1,036			1,029
计划资产变动
年初计划资产的公允价值			4,234			4,536						1,080			1,160
计划资产实际收益/(损失)			427			(235)						78			(64)
雇主供款			27			91						5			4
参与者的贡献			31			29						—			—
已支付的福利			(193)			(187)						(76)			(94)
外币汇率变动			—			—						(29)			78
其他			2			—						(6)			(4)
计划资产年终公允价值3			4,528			4,234						1,052			1,080
年末资金过剩状况			436			604						16			51
具体内容如下：
递延金额和其他资产			636			764						116			141
其他流动负债			(8)			(9)						(5)			(5)
其他长期负债			(192)			(151)						(95)			(85)
			436			604						16			51

1主要是由于用于衡量固定福利债务的贴现率下降(2022年--主要是由于用于衡量固定福利债务的贴现率增加)。

2我们加拿大养老金计划的累积福利义务为$3.810亿美元3.4分别截至2023年和2022年12月31日的10亿美元。我们美国养老金计划的累计福利义务为#美元。1.02023年和2022年12月31日的10亿美元。

3数额为$的资产14百万(2022年--美元)10百万美元)和$62百万(2022年--美元)58与我们的加拿大和美国非注册补充养老金计划义务相关的2000万美元（2000万美元）由授予人信托和拉比信托持有，根据联邦税务法规，这些信托不受债权人限制。这些资产用于在年底时结清列入资金不足状况的养恤金债务，但出于会计目的，这些资产不包括在计划资产内。

171

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我们的若干退休金计划的累计福利责任超过计划资产的公平值。就该等计划而言，累计福利责任及计划资产之公平值如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
累积利益义务			394			360						99			89
计划资产的公允价值			243			218						—			—

我们的若干退休金计划的预计福利责任超过计划资产的公平值。 就该等计划而言，计划资产之预计福利责任及公平值如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
预计福利义务			416			377						99			90
计划资产的公允价值			243			218						—			—

在累计其他综合收益中确认的金额

与我们的退休金计划有关的税前AOCI金额如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
精算净额(损益)			51			(64)						74			40
前期服务成本			—			—						1			1
AOCI中确认的总金额1			51			(64)						75			41

1不包括与CTA相关的金额。

在全面收益中确认的净定期收益(贷方)/成本和其他金额

与我们的养老金计划相关的税前全面收入中确认的定期净收益(信贷)/成本和其他金额的组成部分如下：

						加拿大												我们
截至十二月三十一日止的年度：						2023			2022			2021						2023			2022			2021
(百万加元)
服务成本						81			131			139						40			43			44
利息成本1						184			127			101						47			24			17
计划资产的预期回报1						(271)			(295)			(252)						(77)			(85)			(73)
精算(损益)净额摊销/结算1						—			8			54						(4)			—			11
摊销/削减先前服务信贷1						—			—			—						—			(2)			—
定期净收益(信用)/成本						(6)			(29)			42						6			(20)			(1)
确定的缴费收益成本						12			10			7						—			—			—
净养老金(贷方)/在收益中确认的成本						6			(19)			49						6			(20)			(1)
在OCI中确认的金额：
			精算(损益)净额摊销/结算			—			(2)			(25)						4			—			(11)
			摊销/削减先前服务信贷			—			—			—						—			2			—
			本年度内产生的精算(收益)/亏损净额			115			(288)			(291)						30			(52)			(99)
在保监处确认的总金额						115			(290)			(316)						34			(50)			(110)
在全面收益中确认的总额						121			(309)			(267)						40			(70)			(111)

1在合并损益表的其他收入/(费用)项下列报。

172

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精算假设

在衡量我们的养老金计划的预计福利义务和净定期福利成本时所做的加权平均假设如下：

			加拿大												我们
			2023			2022			2021						2023			2022			2021
预计福利义务
贴现率			4.6		%	5.1		%	3.2		%				4.7		%	4.9		%	2.6		%
加薪幅度			3.0		%	2.9		%	2.9		%				2.6		%	2.8		%	2.8		%
现金余额利息贷方利率			不适用			不适用			不适用						4.5		%	4.3		%	4.3		%
定期净收益成本
贴现率			5.3		%	3.2		%	2.6		%				4.9		%	2.6		%	2.2		%
计划资产回报率			6.5		%	6.6		%	6.2		%				7.4		%	7.4		%	7.3		%
加薪幅度			2.9		%	2.9		%	2.3		%				2.8		%	2.8		%	2.7		%
现金余额利息贷方利率			不适用			不适用			不适用						4.3		%	4.3		%	4.3		%

其他退休后福利计划

我们赞助有资金和无资金的固定福利OPEB计划，这些计划为某些符合条件的退休员工提供非缴费补充医疗、牙科、生命和医疗支出账户福利。

福利义务、计划资产和资金状况

下表详细说明了我们的固定福利OPEB计划的累计退休后福利债务、计划资产的公允价值以及记录的资产或负债的变化：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
退休后累计福利债务的变化
年初累计退休后福利义务			211			274						136			173
服务成本			3			4						1			1
利息成本			11			7						6			3
参与者的贡献			—			—						5			6
精算(收益)/损失1			13			(66)						4			(37)
已支付的福利			(10)			(8)						(20)			(21)
外币汇率变动			—			—						(3)			11
年终累计退休后福利债务			228			211						129			136
计划资产变动
年初计划资产的公允价值			—			—						185			201
计划资产实际收益/(损失)			—			—						14			(21)
雇主供款			10			8						7			7
参与者的贡献			—			—						5			6
已支付的福利			(10)			(8)						(20)			(21)
外币汇率变动			—			—						(4)			13
计划资产年终公允价值			—			—						187			185
年底资金过剩/(资金不足)状况			(228)			(211)						58			49
具体内容如下：
递延金额和其他资产			—			—						73			75
其他流动负债			(12)			(12)						—			—
其他长期负债			(216)			(199)						(15)			(26)
			(228)			(211)						58			49

1主要是由于用于衡量确定的福利债务的贴现率下降(2022年--主要是由于用于衡量福利债务的贴现率增加)。

173

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我们的某些OPEB计划累积的福利义务超过了计划资产的公允价值。对于这些计划，计划资产的累计福利义务和公允价值如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
累积利益义务			228			211						78			76
计划资产的公允价值			—			—						63			50

在累计其他综合收益中确认的金额

与我们的OPEB计划相关的税前AOCI金额如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
净精算收益			(82)			(101)						(96)			(102)
以前的服务积分			(1)			(1)						(22)			(30)
AOCI中确认的总金额1			(83)			(102)						(118)			(132)

1不包括与CTA相关的金额。

在全面收益中确认的净定期收益(贷方)/成本和其他金额

与我们的OPEB计划相关的税前全面收入中确认的定期净收益(信贷)/成本和其他金额的组成部分如下：

			加拿大												我们
Year ended December 31,			2023			2022			2021						2023			2022			2021
(百万加元)
服务成本			3			4			6						1			1			1
利息成本1			11			7			7						6			3			3
计划资产的预期回报1			—			—			—						(11)			(12)			(10)
精算净收益摊销/结算1			(6)			(1)			—						(6)			(6)			(1)
摊销/削减先前服务信贷1			—			—			—						(8)			(7)			(7)
净定期收益(信贷)/在收益中确认的成本			8			10			13						(18)			(21)			(14)
在OCI中确认的金额：
精算净收益摊销/结算			6			1			—						6			6			1
摊销/削减先前服务信贷			—			—			—						8			7			7
本年度内产生的精算(收益)/亏损净额			13			(67)			(50)						—			(4)			(80)
在保监处确认的总金额			19			(66)			(50)						14			9			(72)
在全面收益中确认的总额			27			(56)			(37)						(4)			(12)			(86)

1在合并损益表的其他收入/(费用)项下列报。

在衡量我们的OPEB计划的累计退休后福利义务和净定期福利成本时所做的加权平均假设如下：

			加拿大												我们
			2023			2022			2021						2023			2022			2021
累计退休后福利义务
贴现率			4.6		%	5.3		%	3.2		%				4.7		%	4.9		%	2.4		%
定期净收益成本
贴现率			5.3		%	3.2		%	2.6		%				4.9		%	2.4		%	2.0		%
计划资产回报率			不适用			不适用			不适用						5.9		%	6.0		%	6.0		%

174

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假定的医疗成本趋势比率

用于衡量预期福利成本的下一年假定比率如下：

			加拿大									我们1
			2023			2022						2023			2022
假设明年的医疗成本趋势比率			4.0		%	4.0		%				4.7		%	4.7		%
假定成本趋势将下降的比率(最终趋势比率)			4.0		%	4.0		%				3.3		%	3.3		%
利率达到最终趋势利率的年份			不适用			不适用						2022 - 2045			2021 - 2045

1此外，根据Enbridge Employee Services，Inc.的健康报销账户计划，医疗费用将增加5.0每三年增加一次。

计划资产

我们通过为每个计划制定长期资产组合政策来管理养老基金的投资风险，考虑因素包括：(I)养老金计划负债的性质；(Ii)计划的投资期限；(Iii)计划的持续经营和偿付能力、资金状况和现金流要求；(Iv)我们的经营环境和财务状况以及我们承受养老金缴费波动的能力；以及(V)关于投资回报、回报的波动性和资产之间的相关性的未来经济和资本市场前景。

计划资产的总体预期收益率以资产分配目标为基础，以长期预期为基础估计收益。

计划资产的资产配置目标和主要类别如下：

			加拿大												我们
			目标			十二月三十一日，									目标			十二月三十一日，
资产类别			分配			2023			2022						分配			2023			2022
股权证券			46.0		%	41.4		%	38.2		%				45.0		%	39.5		%	38.3		%
固定收益证券			23.2		%	29.6		%	31.7		%				20.0		%	19.4		%	20.5		%
替代方案1			30.8		%	29.0		%	30.1		%				35.0		%	41.1		%	41.2		%

1替代方案包括投资于私人债务、私人股本、基础设施和房地产基金。基金价值乃根据直接投资于上述相关投资的基金的资产净值计算。这些投资的价值是使用代表该计划在基金中的所有权权益的资本账户估算的。

175

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养老金计划

下表概述按各公平值层级记录的退休金计划的计划资产的公平值：

			加拿大															我们
			1级1			2级2			3级3			总计						1级1			2级2			3级3			总计
(百万加元)
2023年12月31日
现金和现金等价物			227			—			—			227						8			—			—			8
股权证券4
加拿大			—			3			—			3						—			—			—			—
全球			—			1,871			—			1,871						—			416			—			416
固定收益证券4
政府			—			446			—			446						—			46			—			46
公司			—			667			—			667						—			149			—			149
替代方案5			—			—			1,290			1,290						—			—			433			433
远期货币合约			—			24			—			24						—			—			—			—
按公允价值计算的养恤金计划资产总额			227			3,011			1,290			4,528						8			611			433			1,052
2022年12月31日
现金和现金等价物			272			—			—			272						13			—			—			13
股权证券4
加拿大			—			355			—			355						—			—			—			—
全球			—			1,263			—			1,263						—			414			—			414
固定收益证券4
政府			201			435			—			636						—			87			—			87
公司			—			433			—			433						—			121			—			121
替代方案5			—			—			1,291			1,291						—			—			445			445
远期货币合约			—			(16)			—			(16)						—			—			—			—
按公允价值计算的养恤金计划资产总额			473			2,470			1,291			4,234						13			622			445			1,080

1一级资产包括相同资产在活跃市场上的报价资产。

2二级资产包括有大量可观察到的投入的资产。

33级资产包括具有重大不可观察投入的资产。

4养老金计划资产包括$612000万欧元(2022年--美元)32与关联方持有的股权和固定收益证券投资。

5其他选择包括投资于私人债务、私人股本、基础设施和房地产基金。

在公允价值等级中归类为第三级的养恤金计划资产的公允净值变动情况如下：

			加拿大									我们
十二月三十一日，			2023			2022						2023			2022
(百万加元)
年初余额			1,291			1,064						445			337
未实现和已实现损益			(41)			155						(12)			78
购货和结算，净额			40			72						—			30
年终余额			1,290			1,291						433			445

176

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OPEB计划

下表汇总了我们的美国资金OPEB计划在每个公允价值层次结构层记录的计划资产的公允价值：

																		1级1			2级2			3级3			总计
(百万加元)
2023年12月31日
现金和现金等价物																		3			—			—			3
股权证券
我们																		—			36			—			36
全球																		—			62			—			62
固定收益证券
政府																		42			3			—			45
公司																		—			12			—			12
替代方案4																		—			—			29			29
按公允价值计算的OPEB计划资产总额																		45			113			29			187
2022年12月31日
现金和现金等价物																		2			—			—			2
股权证券
我们																		—			34			—			34
全球																		—			62			—			62
固定收益证券
政府																		46			5			—			51
公司																		—			8			—			8
替代方案4																		—			—			28			28
按公允价值计算的OPEB计划资产总额																		48			109			28			185

1一级资产包括相同资产在活跃市场上的报价资产。

2二级资产包括有大量可观察到的投入的资产。

33级资产包括具有重大不可观察投入的资产。

4替代方案包括投资于私人债务、私人股本、基础设施和房地产。

分类为公平值层级第三级之美国资助营运业务计划资产之公平值净额变动如下：

十二月三十一日，												2023			2022
(百万加元)
年初余额												28			22
未实现收益和已实现收益												1			4
购货和结算，净额												—			2
年终余额												29			28

177

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预期福利付款

截至十二月三十一日止的年度：			2024			2025			2026			2027			2028			2029-2033
(百万加元)
养老金
加拿大			207			213			219			224			230			1,234
我们			87			87			87			86			81			393
OPEB
加拿大			13			13			13			13			13			70
我们			16			15			14			13			12			49

 

预期雇主供款

到2024年，我们预计将贡献约美元18百万美元和美元5分别向加拿大和美国的养老金计划提供100万美元，以及13百万美元和美元6100万美元，分别用于加拿大和美国的OPEB计划。

退休储蓄计划

除了上面讨论的养老金和OPEB计划外，我们还为美国员工提供了固定缴款员工储蓄计划。员工可以参与匹配缴费，其中我们匹配员工税前缴费的特定百分比，最高可达6.0每个薪资期合格薪资的百分比。截至2023年12月31日的年度，税前雇主匹配缴费成本是$33百万(美元)302022年为100万美元，272021年为100万人)。

26. 租契

承租人

我们产生的运营租赁费用主要与房地产、管道、存储和设备有关。我们的经营租约的剩余租赁条款为1月至35截至2023年12月31日。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，我们产生的经营租赁费用为131百万，$118百万美元和美元95分别为100万美元。经营租赁费用在综合收益表中的经营和行政费用项下列报。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，为清偿租赁负债而支付的经营租赁款项为129百万，$123百万美元和美元118分别为100万美元。经营租赁付款在合并现金流量表中的经营活动项下列报。

178

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财务状况信息补充报表

			2023年12月31日			2022年12月31日
(百万加元，不包括租期和贴现率)
经营租约1
经营性租赁使用权资产净额2			669			680
经营租赁负债--流动负债3			98			87
经营租赁负债--长期3			652			677
经营租赁负债总额			750			764
融资租赁
融资租赁使用权资产净额4			287			62
融资租赁负债--流动5			19			17
融资租赁负债--长期5			264			39
融资租赁负债总额			283			56
加权平均剩余租期
经营租约			12年份			12年份
融资租赁			31年份			5年份
加权平均贴现率
经营租约			4.5		%	4.2		%
融资租赁			5.7		%	4.4		%

1截至2023年12月31日，关联公司ROU资产、流动租赁负债和长期租赁负债为$42百万美元(2022年12月31日-$47百万美元)，$5百万美元(2022年12月31日-$5百万美元)和$38百万美元(2022年12月31日-$43百万)。

2经营租赁ROU资产在综合财务状况表中的递延金额和其他资产项下列报。

3流动经营租赁负债和长期经营租赁负债分别在综合财务状况表中的其他流动负债和其他长期负债项下列报。

4融资租赁ROU资产在合并财务状况报表中的财产、厂房和设备净额项下列报。

5流动融资租赁负债和长期融资租赁负债在合并财务状况表中长期债务和长期债务的流动部分下列报。

截至2023年12月31日，我们的经营和融资租赁负债预计将到期如下：

			经营租约			金融 租约
(百万加元)
2024			130			31
2025			120			25
2026			106			25
2027			96			18
2028			75			18
此后			459			502
未贴现的租赁付款总额			986			619
扣除计入的利息			(236)			(336)
总计			750			283

179

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出租人

我们从主要与天然气和原油储存和加工设施、轨道车辆和风力发电资产有关的运营租赁中获得收入。我们的经营租约的剩余租赁条款为3月至28截至2023年12月31日。

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
经营租赁收入			241			266			263
可变租赁收入			299			321			333
租赁总收入1			540			587			596

1租赁收入在综合收益表中记入运输和其他服务项下。

截至2023年12月31日，在我们作为出租人的经营租赁合同下，我们未来将收到的租赁付款如下：

			经营租约
(百万加元)
2024			225
2025			206
2026			201
2027			199
2028			201
此后			1,612
未来的租赁费			2,644

27. 其他收入/(支出)

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
处置收益/(损失)			15			(12)			319
已实现外汇收益/(亏损)			(129)			92			126
未实现外汇收益/(亏损)			821			(1,094)			160
确定的养恤金净额和OPEB贷项			135			239			150
其他			382			186			224
			1,224			(589)			979

28. 经营性资产和负债变动

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
应收贸易账款和未开账单收入			1,125			(572)			(1,030)
其他流动资产			1,278			(395)			(198)
联属公司应收账款			18			17			(38)
库存			763			(599)			(118)
递延金额和其他资产			23			1			(195)
应付贸易款项和应计负债			(1,542)			585			652
其他流动负债			339			515			(565)
应付联属公司的帐款			(66)			16			52
应付利息			199			58			43
其他长期负债			174			362			(69)
			2,311			(12)			(1,466)

180

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29. 关联方交易

 

关联方交易是在正常业务过程中进行的，除非另有说明，否则按交换金额计量，交换金额是关联方确定和商定的对价金额。

我们为几个有重大影响的被投资人提供运输服务，我们将其记录为运输和其他服务ES收入。我们还与我们几个有重大影响的投资人买卖天然气和原油。牛膝E收入和成本记为商品销售和商品成本。我们签订了固定的运输服务合同，以满足我们每年的天然气供应要求，我们将其记录为天然气分销成本。

我们与受重大影响的投资对象的交易如下：

Year ended December 31,			2023			2022			2021
(百万加元)
运输和其他收入			169			185			237
商品销售			—			51			20
运营和行政管理1			625			503			380
商品成本2			63			778			790
配气成本			140			136			131

1在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们从Seaway原油管道系统获得的运营和行政成本为$632百万，$495百万美元和美元389分别为100万美元。这些成本是一份运营合同的结果，根据该合同，我们利用Seaway原油管道系统资产的产能用于我们的液体管道业务。

2在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们从AUX Sable Canada LP获得的大宗商品成本为$2百万，$571百万美元和美元447分别为100万美元。

从关联公司应收的长期票据

截至2023年12月31日，来自关联公司的应收款项包括一系列票据，总额为$54百万(2022年--美元)752百万）。该结余变动主要由于自二零二三年十一月开始的ERII应收票据于综合入账时对销所致。参见其他股权投资交易 部分附注13-长期投资了解有关海上风电设施交易的更多详情。其余须每季或每半年支付利息的贷款，年息由 4%至8%.从这些票据确认的利息收入共计$21百万，$30百万美元和美元39截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本集团分别录得约人民币100，000，000元及人民币100，000，000元。应收联属公司款项计入综合财务状况表的递延款项及其他资产。

181

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30.  承付款和或有事项

承诺

于2023年12月31日，我们的承担详述如下：

			总计			较少 比 1年			2年			3年			4年			5年			此后
(百万加元)
购买服务、管道和其他材料，包括运输1			11,018			4,193			1,421			1,206			1,039			996			2,163
维修协议2			473			51			52			52			53			34			231
通行权承诺3			1,328			44			45			45			45			45			1,104
总计			12,819			4,288			1,518			1,303			1,137			1,075			3,498

1包括资本和经营承诺。主要包括为我们提供不间断的天然气和原油运输和储存合同的确定能力付款；购买实物数量天然气的合同义务；以及电力承诺。

2主要包括我们风能和太阳能资产的维护服务合同。

3我们的通行权义务主要包括在通过主题842租赁时存在的非租赁协议，当时我们选择了一个实际的权宜之计，使我们能够继续我们的历史待遇。

环境保护

我们受制于加拿大和美国联邦、省/州和地方有关环境保护的各种法律。这些法律法规可以随时变化，给我们施加了新的义务。

环境风险是液态碳氢化合物和天然气管道运营固有的，Enbridge及其附属公司有时在我们运营的不同地点承担环境补救义务。我们通过适当的环境政策、计划和实践来管理这一环境风险，以最大限度地减少我们的运营可能对环境造成的任何影响。如果我们无法从保险或其他潜在责任方那里收回环境责任的付款，我们将负责支付与我们的经营活动相关的环境事故所产生的费用。

黑貂

先前报告的NGL供应协议对手方对AuxSable提出的索赔已于二零二三年第四季度解决并终止。于2023年第三季度已就该申索确认拨备。

其他诉讼

我们及我们的附属公司须面对日常业务过程中产生的各种其他法律及监管行动及程序，包括干预监管程序及质疑监管批准及许可。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。

税务事宜

我们及其附属公司维持与不确定税务状况有关的税务负债。虽然我们认为这些税务状况是完全可以支持的，但如果税务当局提出质疑，在审查时可能无法完全维持。

182

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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，这些子公司需要对索赔的频率和严重性、索赔发展和和解做法以及在使用不同方法得出的估计中选择估计损失做出某些假设和管理层判断。我们的保险范围也受到条款和条件、免赔额和大额免赔额或自我保险扣除额的限制，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，根据市场状况等因素，保费、条款、保单限额和/或免赔额可能会有很大差异。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。

31.  担保

 

在正常的业务过程中，我们可能会签订协议，对第三方和关联公司进行赔偿。我们也可能是与子公司、共同所有实体、未合并实体(如权益法被投资人)或拥有其他所有权安排的实体签订协议的一方，这些实体要求我们提供财务和业绩担保。财务担保包括备用信用证、债务担保、担保债券和赔偿。这些担保在不同程度上涉及业绩和信用风险等因素，而这些因素并未包括在我们的综合财务状况报表中。履约担保要求，如果被担保实体不履行其合同义务，如债务协议、买卖协议、建筑合同和租赁，我们必须向第三方付款。

我们订立这些安排通常是为了促进与第三方的商业交易。例如，在违反陈述、担保或契诺、财产损失或损害、环境责任以及诉讼和或有负债等事项上，根据资产或业务的出售协议对交易对手进行赔偿。我们可能会就购买或转让某些资产和权益之前的运营所引起的与环境问题有关的某些责任向第三方进行赔偿。同样，我们可能会向资产购买者赔偿在我们拥有资产期间发生的某些税务责任、与导致买方损失的税项有关的虚假陈述或与该等资产相关的其他某些税务责任。

必须根据这些担保和赔偿履行义务的可能性在很大程度上取决于各子公司、被投资方和其他第三方的未来运营，或未来某些事件的发生。我们无法合理估计根据上述协议可能支付给第三方和关联公司的总最高潜在金额；然而，从历史上看，我们没有根据担保或赔偿条款支付任何重大款项。虽然这些协议可以规定担保或赔偿义务的最大潜在风险或规定的期限，但在某些情况下，金额和期限是不受限制的。截至2023年12月31日，担保和赔偿尚未、也不可能对我们的财务状况、财务状况、收益、流动性、资本支出或资本资源的变化产生实质性影响。

183

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32.  季度财务数据(未经审计)

			Q1			Q2			Q3			Q4			总计
(未经审计；数百万加元，不包括每股金额)
2023
营业收入			12,075			10,432			9,844			11,298			43,649
营业收入			2,662			2,350			1,794			1,845			8,651
收益			1,866			2,001			623			1,568			6,058
可归属于控股权益的收益			1,817			1,935			621			1,818			6,191
普通股股东应占收益			1,733			1,848			532			1,726			5,839
普通股每股收益
基本信息			0.86			0.91			0.26			0.81			2.84
稀释			0.85			0.91			0.26			0.81			2.84
2022
营业收入			15,097			13,215			11,573			13,424			53,309
营业收入/(亏损)			2,420			1,520			1,778			(540)			5,178
收益/(亏损)			2,057			607			1,383			(1,109)			2,938
可归因于控股权益的收益/(亏损)			2,029			595			1,362			(983)			3,003
普通股股东应占收益/亏损			1,927			450			1,279			(1,067)			2,589
每股普通股收益/亏损
基本信息			0.95			0.22			0.63			(0.53)			1.28
稀释			0.95			0.22			0.63			(0.53)			1.28

33.  后续事件

收购RNG设施

2024年1月2日，通过一家全资美国子公司，我们收购了前六家Morrow Renewables，运营位于德克萨斯州和阿肯色州的垃圾填埋气到RNG生产设施，总对价为$1.4亿(美元)1.130亿美元)，其中0.5亿(美元)0.430亿美元)在收盘时支付，并0.9亿(美元)0.730亿美元)将在两年(收购RNG设施)。对所有人的总体考虑七设施是$1.6亿(美元)1.230亿美元)。收购的资产符合并推进了我们的低碳战略。

我们将使用ASC 805规定的采购方法对RNG设施采购进行核算企业合并。收购的资产和假设负债将按收购日的估计公允价值入账，任何剩余金额将计入商誉。由于收购日期接近我们年度综合财务报表的发布日期，我们没有对RNG设施收购进行初步会计处理。初步收购价格分配将在资产和负债估值可用后于2024年第一季度披露。

184

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项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

第9A项。控制和程序

 

披露控制和程序

披露控制和程序旨在提供合理保证，确保提交给证券监管机构的报告中要求披露的信息在加拿大和美国证券法规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。截至2023年12月31日，在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，对我们的披露控制和程序(如规则13a-15(E)和《交易法》下的第15d-15(E)条所定义)的设计和操作的有效性进行了评估。基于这项评估，首席执行官和首席财务官得出结论，这些披露控制和程序的设计和运作有效地确保了我们在提交给美国证券交易委员会和加拿大证券管理人的报告中要求披露的信息在要求的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。

财务报告的内部控制

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维护对财务报告的适当内部控制，这一术语在美国证券交易委员会和加拿大证券管理人的规则中有定义。我们对财务报告的内部控制是在高管和财务官员的监督和参与下设计的程序，旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据美国公认会计原则为外部报告目的编制我们的财务报表。

我们对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：

•与保存合理详细、准确和公平地反映我们资产的交易和处置的记录有关；

•提供必要的交易记录，以便根据美国公认会计原则编制财务报表；以及

•就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权获取、使用或处置我们的资产提供合理保证。

 

由于固有的局限性，我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现所有错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能由于条件的变化或遵守我们的政策和程序的程度的恶化而变得不适当。

 

我们的管理层评估了截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性，基于内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。基于这一评估，我们的管理层得出结论，截至2023年12月31日，我们对财务报告保持了有效的内部控制。

185

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我们截至2023年12月31日的财务报告内部控制有效性已由我们的股东任命的独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所进行审计。正如他们在他们的独立注册会计师事务所报告它出现在第八项。 财务报表和补充数据，他们对截至2023年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性发表了无保留意见。

财务报告内部控制的变化

在截至2023年12月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制没有实质性变化。

项目9B。其他信息

正常路线发行人投标

2023年1月4日，多伦多证券交易所批准了我们之前的NCIB，从2023年1月6日开始，2024年1月5日到期。我们之前的NCIB允许我们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。

高级职员及董事的交易安排

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的涉及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(定义见S-K规则408(C)项)的选择。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

186

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第三部分

项目10.董事、高管和公司治理

注册人的董事

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

注册人的行政人员

关于执行干事的资料载于第一部分。项目1.业务--行政人员

首席执行官和高级财务官的道德守则

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

项目11.高管薪酬

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

项目14.首席会计师费用和服务

本项目所需信息将在我们的10-K/A表格中披露，该表格将不晚于2023年12月31日后120天提交。这些信息也将在我们根据加拿大公司法和证券法要求准备的管理信息通告中披露。

187

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第四部分

项目15.证物和财务报表附表

(A)本年度报告第二部分所列综合财务报表、补充财务数据和补充附表如下：

安桥：

*独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID271)

**合并损益表

--全面收益表合并报表

**合并权益变动表

现金流量表：合并现金流量表

**合并财务状况报表：

--合并财务报表附注

所有明细表都被省略，因为它们不是必需的，或者因为所需的信息已包括在合并财务报表或附注中。

(B)以下展品：

请参阅下面的“展品索引”项目16.表格10-K摘要，在此并入本项目。

项目16.表格10-K摘要

不适用。

188

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展品索引

下面列出的每个展品都是本年度报告的一部分。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。标有“+”号的展品构成管理合同或补偿计划安排。

证物编号：						展品名称
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(通过参考Enbridge于2023年11月3日提交的Form 10-Q的附件2.1合并)
2.2						Dominion Energy，Inc.和Enbridge鹦鹉控股公司之间的买卖协议，日期为2023年9月5日(通过参考Enbridge于2023年11月3日提交的Form 10-Q的附件2.2合并)
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(通过参考Enbridge于2023年11月3日提交的Form 10-Q的附件2.3合并)
3.1						公司的延续章程，日期为1987年12月15日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的S表格注册声明的附件2.1(A))
3.2						公司章程修订证书，日期为1989年8月2日(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明的附件2.1(B))
3.3						公司1992年4月30日的修订章程(参考2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(C))
3.4						公司1992年7月2日的修订章程(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(D))
3.5						公司1992年8月6日的修订章程(引用2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(E))
3.6						公司1992年12月18日的安排章程，附上1992年12月15日的安排协议(通过引用附件2.1(F)并入Enbridge于2001年5月7日提交的S-8表格的注册声明中)
3.7						公司修订证书(公证证明副本)，日期为1992年12月18日(参考2001年5月7日提交的S-8表格的Enbridge注册声明的附件2.1(G))
3.8						公司修订章程，日期为1994年5月5日(参考2001年5月7日提交的S表格注册声明附件2.1(H))
3.9						修订证明书，日期为1998年10月7日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明附件2.1(I))
3.10						修订证明书，日期为1998年11月24日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明的附件2.1(J))
3.11						修订证明书，日期为1999年4月29日(参照Enbridge于2001年5月7日提交的表格S-8的注册声明附件2.1(K))
3.12						修订证明书，日期为2005年5月5日(参照2005年8月5日提交的表格S-8的恩布里奇注册声明附件2.1(L))

189

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3.13						2011年5月11日的修订证书(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.13而并入)
3.14						2011年9月28日的修订证书(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.14并入)
3.15						修订证书，日期为2011年11月21日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.15)
3.16						修订证书，日期为2012年1月16日(通过引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.16并入)
3.17						修订证书，日期为2012年3月27日(引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.17)
3.18						修订证书，日期为2012年4月16日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.18)
3.19						修订证书，日期为2012年5月17日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.19)
3.20						修订证书，日期为2012年7月12日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.20)
3.21						修订证书，日期为2012年9月11日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.21)
3.22						修订证书，日期为2012年12月3日(通过引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.22并入)
3.23						修订证书，日期为2013年3月25日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.23)
3.24						修订证书，日期为2013年6月4日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.24)
3.25						修订证书，日期为2013年9月25日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.25)
3.26						修订证书，日期为2013年12月10日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.26)
3.27						修订证书，日期为2014年3月10日(引用Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.27)
3.28						修订证书，日期为2014年5月20日(通过参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.28并入)
3.29						修订证书，日期为2014年7月15日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.29并入)
3.30						修订证书，日期为2014年9月19日(参考Enbridge于2017年9月23日提交的F-4表格注册声明的附件3.30)
3.31						修订证书，日期为2016年11月22日(引用Enbridge于2016年12月1日提交的Form 6-K中的外国发行人报告)
3.32						修订证书，日期为2016年12月15日(引用Enbridge于2016年12月16日提交的Form 6-K中的外国发行人报告)
3.33						修订证书，日期为2017年7月13日(通过参考Enbridge于2017年7月13日提交的Form 6-K中的外国发行人报告而并入)

190

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3.34						修订证书，日期为2017年9月25日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件3.34并入)
3.35						修订证书，日期为2017年12月7日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件3.35并入)
3.36						修订证书，日期为2018年2月27日(通过引用Enbridge于2018年3月1日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)
3.37						修订证书，日期为2018年4月9日(通过引用Enbridge于2018年4月12日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)
3.38						修订证书，日期为2018年4月10日(通过引用Enbridge于2018年4月12日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)
3.39						证书和修订条款，日期为2020年7月6日(通过引用Enbridge于2020年7月8日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)
3.40						修订证书，日期为2022年1月17日(通过引用Enbridge于2022年1月20日提交的8-K表格当前报告的附件3.1并入)
3.41						修订证书，日期为2022年9月15日(通过引用Enbridge于2022年9月20日提交的8-K表格当前报告的附件3.1并入)
3.42						修订证书，日期为2022年9月15日(通过引用Enbridge于2022年9月20日提交的8-K表格当前报告的附件3.2并入)
3.43						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)
3.44						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)
3.45						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)
3.46						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)
3.47						安桥一般附例第1号。(引用Enbridge于2022年2月11日提交的Form 10-K的附件3.40)
3.48						安桥附例第2号。(参考Enbridge于2014年12月5日提交的有关Form 6-K的最新报告而并入)
4.1						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的契约表格，日期为2005年2月25日(通过引用2005年2月4日提交的Enbridge的F-10表格注册声明的附件7.1并入)
4.2						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第一份补充契约，日期为2012年3月1日(通过参考Enbridge于2012年5月11日提交的F-10表格注册声明的附件7.3并入)
4.3						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第二份补充契约，日期为2016年12月19日(通过参考Enbridge于2016年12月20日提交的Form 6-K中的外国发行人报告而合并)
4.4						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第三份补充契约，日期为2017年7月14日(通过参考Enbridge于2017年7月14日提交的Form 6-K外国发行者报告而合并)

191

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4.5						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第四份补充契约，日期为2018年3月1日(通过参考Enbridge目前提交的2018年3月1日提交的Form 8-K报告合并)
4.6						安桥、Spectra Energy Partners，LP(作为担保人)、Enbridge Energy Partners，L.P.(作为担保人)和德意志银行信托公司美洲公司之间的第六份补充契约，日期为2019年5月13日(通过参考Enbridge于2019年5月17日提交的S-3表格注册声明而合并)
4.7						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第七份Indenture补充契约，日期为2020年7月8日(通过参考Enbridge于2020年7月8日提交的Form 8-K当前报告的附件4.1并入)
4.8						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第八份Indenture补充契约，日期为2021年6月28日(通过参考Enbridge于2021年6月28日提交的Form 8-K当前报告的附件4.4并入)
4.9						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第九份契约补充契约，日期为2022年9月20日(通过引用Enbridge于2022年9月20日提交的8-K表格当前报告的附件4.1并入)
4.10						Enbridge Inc.和德意志银行信托公司美洲公司之间的第十份契约补充契约，日期为2022年9月20日(通过参考Enbridge于2022年9月20日提交的8-K表格当前报告的附件4.2并入)
4.11						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)
4.12						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)
4.13						Enbridge Inc.和加拿大ComputerShare Trust Company之间的股东权利计划协议，日期为1995年11月9日，并于2023年5月3日修订和重新签署(通过参考Enbridge于2023年5月4日提交的8-K表格当前报告的附件4.1并入)
4.14			*			根据经修订的《证券交易法》第12节登记的证券说明
						根据S-K条例第601(B)(4)(3)项，省略了界定注册人及其附属公司长期债务证券持有人权利的某些文书。注册人特此承诺，如提出请求，将向美国证券交易委员会提供任何此类文书的副本。
10.1						恩布里奇管道公司2011年7月1日的竞争性收费结算（通过参考Enbridge于2018年2月16日提交的表格10-K年度报告的附件10.1合并）
10.2						Enbridge Energy Partners，L. P.和US Bank National Association作为受托人于2019年1月22日签订的第十六份补充契约（通过引用并入Enbridge于2019年1月24日提交的表格8-K当前报告的附件4.1）
10.3						2019年1月22日，Enbridge Energy Partners，L. P. Enbridge Inc.和美国银行全国协会，作为受托人（通过引用并入Enbridge于2019年1月24日提交的表格8-K当前报告的附件4.2）
10.4						Spectra Energy Partners，LP和Enbridge Inc.于2019年1月22日签订的第七份补充契约。和富国银行，国家协会，作为受托人（通过引用并入附件4.3 Enbridge的当前报告的表格8-K提交2019年1月24日）

192

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10.5						Spectra Energy Partners，LP和Enbridge Inc.于2019年1月22日签订的第八份补充契约。和富国银行，国家协会，作为受托人（通过引用并入附件4.4 Enbridge的当前报告的表格8-K提交2019年1月24日）
10.6						Spectra Energy Partners，LP和Enbridge Energy Partners，L. P.于2019年1月22日签订的子公司担保协议（通过引用并入Enbridge于2019年1月24日提交的表格8-K的当前报告的附件4.5）
10.7			+			高管就业协议格式（2014年前）（通过引用纳入2018年2月16日提交的Enbridge 10-K表格年度报告的附件10.2）
10.8			+			行政人员就业协议（2014-2016）的形式（通过引用纳入附件10.3 Enbridge的表格10-K年度报告提交2018年2月16日）
10.9			+			高管就业协议（2017年）的形式（通过引用纳入附件10.4 Enbridge的表格10-K年度报告提交2018年2月16日）
10.10			+			Enbridge Employee Services，Inc.之间的高管雇佣协议威廉T。Yardley，2018年7月25日（通过引用并入2018年7月27日提交的Enbridge表格8-K的附件10.1）
10.11			+			与Enbridge Employee Services，Inc.签订的高管就业协议（2022年）（通过引用并入2022年7月29日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1）
10.12			+			与Enbridge Employee Services，Inc.签订的高管就业协议（2023年）（通过引用并入Enbridge于2023年3月20日提交的表格8-K修正案2的当前报告的附件10.1）
10.13			+			赔偿协议格式（2015年）（董事或高级职员）（通过引用并入2019年2月15日提交的Enbridge 10-K表格年度报告的附件10.11）
10.14			+			Enbridge Inc. 2019年长期激励计划（通过参考Enbridge股东年度会议附表14 A的Enbridge委托声明附录A（文件编号001-15254）于2019年3月27日提交）
10.15			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性授予单位奖励协议（股份结算）-保留奖励版本（通过参考2022年11月30日提交的Enbridge 8-K的附件99.1合并）
10.16			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议（2021年）（通过引用并入2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1）
10.17			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议（2021年）（通过引用并入2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.2）
10.18			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议（2021年股份结算）（通过参考2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.3合并）
10.19			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议（2021年现金结算）（通过参考2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.4合并）
10.20			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位-能源营销人员授予通知和限制性股票单位奖励协议（2021年）（通过参考2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.5合并）
10.21			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议（2020年）（通过参考2020年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1合并）

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10.22			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议（2020年）（通过参考2020年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.2合并）
10.23			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议（2020年股份结算）（通过参考2020年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.3合并）
10.24			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议（2020年现金结算）（通过参考2020年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.4合并）
10.25			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划股票期权授予通知和股票期权奖励协议（通过引用并入2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.4）
10.26			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划绩效股票单位授予通知和绩效股票单位奖励协议（通过参考2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.5合并）
10.27			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议（通过参考2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.6合并）
10.28			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位-能源营销人员授予通知和限制性股票单位奖励协议（通过参考2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.7合并）
10.29			+			关于Enbridge Inc. 2019年长期激励计划限制性股票单位授予通知和限制性股票单位奖励协议-保留奖励版本（通过引用并入2019年8月2日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.8）
10.30			+			Enbridge Inc.激励股票期权计划（2007年），经修订和重述（2011年）（通过引用并入2018年2月16日提交的Enbridge 10-K表格年度报告的附件10.13）
10.31			+			Enbridge Inc.激励股票期权计划（2007年），经修订和重述（2011年和2014年）（通过引用并入2018年2月16日提交的Enbridge 10-K表格年度报告的附件10.14）
10.32			+			Enbridge Inc.激励股票期权计划（2007年），修订版（通过参考2018年2月16日提交的Enbridge 10-K表格年度报告附件10.15合并）
10.33			+			Enbridge Inc. 2023年2月8日发布的董事薪酬计划，自2023年1月1日起生效（通过引用并入2023年5月5日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1）
10.34			+			Enbridge Inc. 2021年2月9日的董事薪酬计划，2021年4月1日生效（通过引用并入2021年5月7日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.6）
10.35			+			Enbridge Inc.董事薪酬计划日期为2020年2月11日，生效日期为2020年1月1日（通过引用并入2020年7月29日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1）
10.36			+			Enbridge Inc. 2018年2月14日修订的董事薪酬计划，自2019年2月12日起生效（通过引用并入2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.2）
10.37			+			Enbridge Inc. 2018年2月14日发布的董事薪酬计划，自2018年1月1日起生效（通过引用合并为2018年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.3）

194

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10.38			+			Enbridge Inc.董事薪酬计划，2015年11月3日，2016年1月1日生效（通过引用合并为2018年2月16日提交的Enbridge 10-K表格的附件10.16）
10.39			+*			Enbridge Inc.短期激励计划（经修订和重述，自2023年1月1日起生效）
10.40			+			Enbridge Inc.短期激励计划（经修订和重述，自2019年1月1日起生效）（通过引用并入2019年5月10日提交的Enbridge表格10-Q的附件10.1）
10.41			+			Enbridge补充养老金计划，自2018年1月1日起修订和重新发布(通过引用并入Enbridge于2018年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1)
10.42			+			Enbridge美国雇员补充养老金计划(自2005年1月1日起修订和重订)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.20并入)
10.43			+			Enbridge美国雇员补充养老金计划修正案1和修正案2(自2005年1月1日起修订和重新启动)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.21而并入)
10.44			+			Enbridge美国雇员补充养老金计划第三修正案(自2005年1月1日起修订和重新确定)(通过参考Enbridge于2018年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.2而并入)
10.45			+			Enbridge美国雇员补充养老金计划第四修正案(自2005年1月1日起修订和重新提出)(通过引用Enbridge于2023年2月10日提交的Form 10-K年度报告的附件10.42并入)
10.46			+			Enbridge美国雇员补充养老金计划第五修正案(自2005年1月1日起修订和重新确定)(通过引用Enbridge于2023年2月10日提交的Form 10-K年度报告的附件10.43并入)
10.47			+			SPECTRUM能源公司董事节支计划，经修订和重述(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.22并入)
10.48			+			SPECTRUM能源公司高管节约计划，经修订和重述(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.23并入)
10.49			+			经修订和重述的SPECTRUM能源高管现金余额计划(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.24并入)
10.50			+			对Spectra Energy Corp高管节约计划、Spectra Energy Corp高管现金余额计划和Spectra Energy Corp 2007年长期激励计划的综合修正案，日期为2014年6月20日(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.25纳入)
10.51			+			根据Spectra Energy Corp 2007长期激励计划(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.28并入)的Spectra Energy Corp股票期权协议(非限定股票期权)(2016)
10.52			+			SPECTRUM Energy Corp 2007年长期激励计划(经修订和重述)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.32并入)

195

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10.53			+			Spectra Energy Corp高管节约计划第二修正案(自2012年5月1日起修订和重启)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.36纳入)
10.54			+			Spectra Energy Corp高管现金余额计划第二修正案(自2012年5月1日起修订和重启)(通过引用Enbridge于2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告的附件10.37纳入)
21.1			*			注册人的子公司
22.1			*			附属担保人
23.1			*			普华永道有限责任公司同意
24.1						授权书(载于年报签署页)
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节通过的《美国法典》第18章第1350条的认证。
32.2			*			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18章第1350条的认证。
97.1			*			安桥。强制追回错误奖励薪酬的追回政策
101			*			为合并财务报表和附注设置的内联XBRL文件。本年度报告表格10-K第II部分第8项“财务报表和补充数据”
104			*			封面交互日期文件-封面XBRL标签嵌入内联XBRL文档(包含在附件101中)。

196

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签名

 

授权委托书

以下签名的每个人任命Reginald D.Hedgebeth、Patrick R.Murray和Karen K.L.Uehara，以及他们中的任何一人，作为他们真正和合法的事实代理人和代理人，并有充分的替代权力，以他或她的名义、地点和替代，以任何和所有身份，以表格10-K签署本Enbridge年度报告的任何和所有修正案，并将该修正案连同其中的所有证物和与此相关的所有其他文件提交给证券交易委员会。授予上述实名律师和代理人以及他们每一人充分的权力和权力，以完全按照他或她本人可能或将亲自做的所有意图和目的，作出和执行每一项必要和必要的行为和事情，并在此批准和确认所有上述事实代理人和代理人或他们中的任何一人，可以合法地作出或导致根据本条例作出的事情。

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

安桥。
(注册人)
日期：			2024年2月9日			发信人：			/S/格雷戈里·L·伊贝尔
									格雷戈里·L·伊贝尔
									总裁与首席执行官

197

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根据1934年证券交易法的要求，本报告已于2024年2月9日由以下人员代表注册人并以指定身份签署。

/S/格雷戈里·L·伊贝尔						/S/帕特里克·R·默里
格雷戈里·L·伊贝尔						帕特里克·R·默里
总裁与首席执行官						常务副总裁兼首席财务官
(首席行政主任)						(首席财务官)
/S/梅丽莎·M·拉福格						/S/帕梅拉·L·卡特
梅丽莎·M·拉福奇						帕梅拉·L·卡特
高级副总裁先生兼首席会计官						董事会主席
(首席会计主任)
/S/马扬克(Mike)M.Ashar						/S/高迪·E·班尼斯特
马扬克(Mike)M.阿沙尔						高迪·E·班尼斯特
董事						董事
/S/苏珊·M·坎宁安						/s/ Jason B.几
苏珊·M·坎宁安						杰森湾几
董事						董事
/S/特蕾莎·S·马登						/S/曼吉特·米哈斯
特蕾莎·S·马登						曼吉特米哈斯
董事						董事
/S/史蒂芬·S·波洛兹						/S/S.Jane Rowe
斯蒂芬·S·波洛兹						S·简·罗
董事						董事
撰稿S/丹·C·塔彻						/S/史蒂文·W·威廉姆斯
丹·C·塔彻						史蒂文·威廉姆斯
董事						董事

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