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Published: 2020-02-27

	États financiers consolidés de Algonquin Power & Utilities Corp. Pour les exercices clos les 31 décembre 2019 et 2018

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	RAPPORT DE LA DIRECTION Présentation de l’information financière La préparation et la présentation des états financiers consolidés ci-joints, du rapport de gestion ainsi que de toute l’information financière contenue dans les états financiers sont la responsabilité de la direction et ont été approuvées par le conseil d’administration. Les états financiers consolidés ont été préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Les états financiers, par nature, comprennent des montants fondés sur des estimations et l’exercice du jugement. Lorsqu’il était possible d’appliquer d’autres méthodes comptables, la direction a choisi celles qu’el e a jugées les plus appropriées dans les circonstances. La direction a aussi préparé l’information financière présentée ailleurs dans le présent document et s’est assurée de sa concordance avec les états financiers consolidés.
	Le conseil d’administration et ses comités sont responsables de tous les aspects relatifs à la gouvernance de la société. Le comité d’audit du conseil d’administration, composé d’administrateurs qui sont non liés à la société et indépendants de celle-ci, est expressément chargé de surveiller les efforts que la direction déploie pour s’acquitter de sa responsabilité quant à la présentation de l’information financière et des contrôles internes liés à celle-ci. Le comité rencontre la direction et les auditeurs indépendants pour passer en revue les états financiers consolidés et les contrôles internes qui se rapportent à la présentation de l’information financière. Le comité d’audit fait part de ses constatations au conseil d’administration pour qu’il en soit tenu compte lorsque ce dernier approuve la publication des états financiers consolidés à l’intention des actionnaires. Contrôle interne à l’égard de l’information financière La direction est également responsable de l’établissement et du maintien des contrôles internes adéquats à l’égard de l’information financière. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société est un processus conçu pour fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers consolidés ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2019, la société a fait l’acquisition d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite (« Gaz Nouveau-Brunswick ») et de St. Lawrence Gas Company, Inc. (« St. Lawrence Gas »). La direction évalue actuel ement les contrôles et procédures existants de Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas afin de les intégrer dans le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société. L’information financière relative à ces acquisitions figure dans le rapport de gestion et à la note 3 des états financiers consolidés. Comme l’autorisent le Règlement 52-109 et la Securities and Exchange Commission des États-Unis, la société a exclu, en raison de la complexité de l’évaluation des contrôles internes au cours d’une période d’intégration, ces acquisitions de son évaluation de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société au 31 décembre 2019 (ce qui représentait quelque 4 % du total de l’actif au 31 décembre 2019 et environ 2 % des produits pour l’exercice clos le 31 décembre 2019).
	En date du 31 décembre 2019, la direction a évalué l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en fonction du cadre établi dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework (2013), publié par le Committee of Sponsoring Organizations (« COSO ») de la Treadway Commission. Selon cette évaluation, la direction a établi que le système de contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société était efficace en date du 31 décembre 2019.

	Le 27 février 2020
	/s/ Ian Robertson	/s/ David Bronicheski
	Chef de la direction	Chef des finances


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	RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT
		Aux actionnaires et aux administrateurs d’Algonquin Power & Utilities Corp.
		Opinion sur les états financiers consolidés Nous avons audité les bilans consolidés ci-joints d’Algonquin Power & Utilities Corp. (la « société ») aux 31 décembre 2019 et 2018, les états des résultats consolidés, les états du résultat étendu consolidés, les états des capitaux propres consolidés et les états des flux de trésorerie consolidés connexes pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes annexes (col ectivement, les « états financiers consolidés »). À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière de la société aux 31 décembre 2019 et 2018, ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices clos à ces dates, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Rapport sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board des États-Unis (« PCAOB »), le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en date du 31 décembre 2019 selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control — Integrated Framework (2013), publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (le « cadre de 2013 »), et notre rapport daté du 27 février 2020 comporte une opinion sans réserve. Fondement de l’opinion La responsabilité des présents états financiers consolidés incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les présents états financiers consolidés de la société, sur la base de nos audits. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et nous sommes tenus d’être indépendants de la société conformément aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de la Securities and Exchange Commission et du PCAOB. Nous avons effectué nos audits conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifi ons et réalisions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers consolidés ne comportent pas d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs. Nos audits impliquaient notamment la mise en œuvre de procédures en vue d’évaluer les risques que les états financiers consolidés comportent une anomalie significative, que cel e-ci résulte de fraudes ou d’erreurs, et la mise en œuvre de procédures qui répondent à ces risques. Ces procédures comprennent le contrôle par sondages d’éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Nos audits comportent également l’appréciation des principes comptables retenus et des principales estimations faites par la direction, de même que l’appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers consolidés. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion. Question critique de l’audit La question critique de l’audit ci-après est une question relevée au cours de l’audit des états financiers consolidés de la période considérée qui a été ou doit être communiquée au comité d’audit et qui 1) se rapporte à des comptes ou à des informations fournies qui sont significatifs par rapport aux états financiers consolidés et 2) requiert des jugements particulièrement difficiles, subjectifs ou complexes de notre part. La communication de la question critique de l’audit ne modifie en rien notre opinion sur les états financiers consolidés pris dans leur ensemble et ne signifie pas que nous exprimons une opinion distincte sur la question critique de l’audit ou sur les comptes ou les informations fournies connexes.

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	Comptabilisation des placements à long terme et des ententes de financement connexes
		Description de la	Comme il est décrit plus en détail aux notes 8 et 17 des états financiers consolidés, la société a réalisé
		question	divers placements à long terme et conclu des ententes de financement connexes avec Atlantica Yield PLC,
	Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions B.V. et d’autres entités. Au cours de l’exercice considéré, la
	société a également conclu divers nouveaux placements à long terme, notamment dans Atlantica Yield
	Energy Solutions Canada Inc., une filiale d’Atlantica Yield PLC, et dans AAGES Sugar Creek.

			La comptabilisation de ces placements nécessite l’application du modèle des droits variables, lequel
	repose notamment sur l’évaluation des diverses entités faisant partie de ces structures de placement
	afin de déterminer si el es constituent des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») et si la
	société en est le principal bénéficiaire. Si la société est le principal bénéficiaire d’une EDDV, alors cette
	EDDV est consolidée. De tel es évaluations sont complexes et ont exigé l’exercice d’une grande part de
	jugement, notamment pour déterminer si les capitaux propres à risque au sein des entités sont suffisants,
	établir si d’autres parties aux ententes sont des mandataires ou des mandataires de fait, ainsi que pour
	déterminer quelle partie a la capacité de diriger les activités des entités ayant l’incidence la plus
	importante sur leur rendement économique et évaluer les caractéristiques de titres de capitaux propres
	ou de titres de créance de certains instruments de financement. En outre, pour certaines ententes de
	financement ayant servi à financer ces structures de placement, il faut déterminer si les ententes de
	financement sont assimilables à de la dette ou à des participations ne donnant pas le contrôle.

			La société surveille également les événements rendant nécessaire une réévaluation des structures de
	placement, ce qui l’oblige sur une base continue à porter des jugements critiques afin de déterminer si
	de tels événements sont survenus et l’obligent à réévaluer les jugements comptables précédents.
		Façon dont nous
	Nous avons acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du fonctionnement des
		avons traité la	contrôles de la société à l’égard de l’application du modèle des droits variables, notamment le processus
		question dans le	permettant de déterminer si une entité est une EDDV, si la société est le principal bénéficiaire de l’EDDV,
		cadre de l’audit	le classement des instruments de financement connexes et l’évaluation des événements rendant
	nécessaire une réévaluation.

			Pour évaluer les conclusions de la société quant à la détermination des EDDV et à leur consolidation, nos
	procédures d’audit ont compris, entre autres, l’obtention et l’examen de toutes les ententes associées à
	l’établissement ou à l’acquisition des placements respectifs, de l’information financière de l’entité
	émettrice et d’autres documents juridiques. Nous avons passé en revue l’analyse des activités
	importantes par la direction et déterminé quelle partie a la capacité de diriger ces activités en prenant en
	considération l’objet et la conception de l’entité, la composition du conseil d’administration et les droits
	reconnus par la loi des autres parties, notamment les éléments indiquant que les autres parties à
	l’entente agissent en tant que mandataires ou mandataires de fait. Nous avons également validé à l’aide
	des documents juridiques sous-jacents, des statuts constitutifs et des procès-verbaux du conseil
	d’administration les droits de chaque partie. De plus, nous avons évalué les capitaux propres à risque des
	diverses entités et déterminé si de tels capitaux propres à risque sont suffisants pour mener les activités
	connexes. Nous avons évalué l’obligation du détenteur des capitaux propres à risque d’absorber les pertes
	attendues des placements et son droit de recevoir les rendements résiduels prévus.

			Nous avons également évalué la comptabilisation et la présentation des instruments de financement
	connexes en examinant les ententes et les modalités ayant trait à ces instruments et en évaluant leurs
	caractéristiques de capitaux propres ou de dette.

			Enfin, nous avons inspecté les nouvel es ententes de financement et toutes les modifications aux
	ententes connexes au sein des structures respectives pour déterminer si un événement rendant
	nécessaire une réévaluation des jugements comptables précédents est survenu.



		/s/ Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L.
		Comptables professionnels agréés
		Experts-comptables autorisés

		Nous agissons en tant qu’auditeur de la société depuis 2013.
		Toronto, Canada
		Le 27 février 2020
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	RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT
		Aux actionnaires et aux administrateurs d’Algonquin Power & Utilities Corp. Opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Nous avons audité le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Algonquin Power & Utilities Corp. en date du
		31 décembre 2019 selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework (2013) publié par
		le Committee of Sponsoring Organization de la Treadway Commission (le « cadre de 2013 ») (les « critères du COSO »). À notre avis,
		Algonquin Power & Utilities Corp. (la « société ») maintenait, dans tous ses aspects significatifs, un contrôle interne efficace à
		l’égard de l’information financière en date du 31 décembre 2019 selon les critères du COSO. Comme indiqué sous la rubrique Contrôle interne à l’égard de l’information financière du rapport de la direction, l’évaluation par
		la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière et ses conclusions n’ont pas porté sur les
		contrôles internes d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite (« Gaz Nouveau-Brunswick ») et de
		St. Lawrence Gas Company, Inc. (« St. Lawrence Gas »), sociétés dont les comptes sont inclus dans les états financiers consolidés
		de 2019 de la société et qui représentaient 4 % du total de l’actif au 31 décembre 2019 et 2 % des produits pour l’exercice clos
		à cette date. Notre audit du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société n’a pas non plus compris une
		évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière de Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas. Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis) (« PCAOB »),
		les bilans consolidés aux 31 décembre 2019 et 2018, les états des résultats consolidés, les états du résultat étendu consolidés,
		les états des capitaux propres consolidés et les états des flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, ainsi
		que les notes annexes, et nous avons exprimé une opinion sans réserve à leur égard dans notre rapport daté du 27 février 2020. Fondement de l’opinion Le maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière et l’évaluation de l’efficacité de ce contrôle
		comprise dans le rapport de la direction ci-joint incombent à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer
		une opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société fondée sur notre audit. Nous sommes un
		cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et nous sommes tenus d’être indépendants de la société conformément
		aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de la Securities and Exchange
		Commission et du PCAOB. Nous avons effectué notre audit conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifi ons et réalisions
		l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable qu’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière était
		maintenu, dans tous ses aspects significatifs. Notre audit a comporté l’acquisition d’une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, une évaluation
		du risque de l’existence d’une faiblesse significative, des tests et une évaluation de l’efficacité de la conception et du
		fonctionnement du contrôle interne à l’égard de l’information financière en fonction de notre évaluation du risque, ainsi que la
		mise en œuvre des autres procédures que nous avons jugées nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que notre audit
		constitue un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion. Définition et limites du contrôle interne à l’égard de l’information financière Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’une société est un processus conçu pour fournir une assurance
		raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de
		l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus. Il comprend les politiques et
		procédures qui : 1) concernent la tenue de comptes suffisamment détail és qui donnent une image fidèle des transactions et des
		cessions d’actifs de la société; 2) fournissent une assurance raisonnable que les transactions sont enregistrées comme il se doit
		pour établir les états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et
		décaissements de la société ne sont faits qu’avec l’autorisation de la direction et du conseil d’administration; 3) fournissent une
		assurance raisonnable concernant la prévention ou la détection à temps de toute acquisition, utilisation ou cession non autorisée
		d’actifs de la société qui pourrait avoir une incidence significative sur les états financiers. En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information financière ne permette
		pas de prévenir ou de détecter certaines anomalies. En outre, l’efficacité du contrôle interne est exposée au risque que les
		contrôles deviennent inadéquats par suite d’un changement de situation ou que change le degré de respect envers les politiques
		et procédures.


		/s/ Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L.
		Comptables professionnels agréés
		Experts-comptables autorisés

		Toronto, Canada
		Le 27 février 2020
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	Algonquin Power & Utilities Corp. États des résultats consolidés
	(en mil iers de dol ars américains, sauf les montants par action)	Exercices clos les 31 décembre
		2019	2018
	Produits
					Distribution d’électricité à tarifs réglementés		784 396 $	831 196 $
					Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés	439 153	431 453
					Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés	130 488	128 437
					Ventes d’énergie à tarifs non réglementés	246 601	235 359
					Autres produits	24 283	22 018
		1 624 921	1 648 463
	Charges
					Charges d’exploitation	471 989	472 466
					Achats d’électricité à tarifs réglementés	247 417	265 166
					Achats de gaz naturel à tarifs réglementés	170 487	183 012
					Achats d’eau à tarifs réglementés	8 142	8 796
					Achats d’énergie à tarifs non réglementés	17 258	27 164
					Frais d’administration	56 802	52 710
					Amortissement	284 304	260 772
					Perte (gain) de change	3 146	(58)
		1 259 545	1 270 028
	Bénéfice d’exploitation	365 376	378 435
	Intérêts débiteurs sur la dette à long terme et autres	(181 488)	(152 118)
	Produit (perte) tiré des placements à long terme (note 8)	399 092	(84 818)
	Autres pertes nettes (note 19)	(44 026)	(8 402)
	Gain (perte) sur instruments financiers dérivés (note 24 b) iv))	16 113	(636)
		189 691	(245 974)
	Bénéfice avant impôts sur les bénéfices	555 067	132 461
	Charge d’impôts (note 18)
					Impôts exigibles	(16 431)	(11 347)
					Impôts reportés	(53 686)	(42 025)
		(70 117)	(53 372)
	Bénéfice net	484 950	79 089
	Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (note 17)
					Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	62 416	108 521
					Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle détenues
					par une partie liée	(16 482)	(2 622)
			45 934 $	105 899 $
	Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		530 884 $	184 988 $
	Dividende sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 15)	8 486	8 027
	Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
	d’Algonquin Power & Utilities Corp.		522 398 $	176 961 $
	Bénéfice net de base par action (note 20)			1,05 $	0,38 $
	Bénéfice net dilué par action (note 20)			1,04 $	0,38 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

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	Algonquin Power & Utilities Corp. États du résultat étendu consolidés
	(en mil iers de dollars américains)	Exercices clos les 31 décembre
		2019	2018
	Bénéfice net		484 950 $	79 089 $
	Autres éléments du résultat étendu :
					Écart de conversion, déduction faite du recouvrement d’impôts
					respectivement de 289 $ et 4 532 $ (notes 1 u), 24 b) ii ) et 24 b) iv))	7 795	(27 969)
					Variation de la juste valeur de la couverture des flux de trésorerie, déduction faite
					respectivement d’une charge d’impôts de 3 862 $ et d’un recouvrement d’impôts de
					952 $ (note 24 b) ii))	10 580	(2 690)
					Variation des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite,
					déduction faite respectivement d’un recouvrement d’impôts de 2 735 $ et d’une
					charge d’impôts de 696 $ (note 10)	(6 509)	1 960
	Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts	11 866	(28 699)
	Résultat étendu	496 816	50 390
	Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(43 506)	(107 380)
	Résultat étendu attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		540 322 $	157 770 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

7

	Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés
	(en mil iers de dollars américains)
		31 décembre	31 décembre
				2019	2018
	ACTIF
	Actif à court terme :
						Trésorerie et équivalents de trésorerie	62 485 $	46 819 $
						Débiteurs, montant net (note 4)	259 144	245 728
						Gaz naturel et carburant stockés	30 804	43 063
						Stock de fournitures et de matières consommables	60 295	52 537
						Actifs réglementaires (note 7)	50 213	59 037
						Charges payées d’avance	29 003	27 283
						Instruments dérivés (note 24)	13 483	9 616
						Autres actifs et placements à long terme (notes 8 et 11)	7 764	7 522
				513 191	491 605
	Immobilisations corporel es, montant net (note 5)	7 231 664			6 393 558
	Actifs incorporels, montant net (note 6)			47 616	54 994
	Goodwill (note 6)	1 031 696			954 282
	Actifs réglementaires (note 7)			509 674	401 058
	Placements à long terme (note 8)
						Placement à la juste valeur	1 294 147		814 530
						Autres placements à long terme	121 968	134 371
	Instruments dérivés (note 24)			72 221	53 192
	Impôts reportés (note 18)			30 585	72 415
	Autres actifs (note 11)			58 708	28 584
		10 911 470 $			9 398 589 $

	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

8

	Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés
	(en mil iers de dollars américains)
		31 décembre	31 décembre
				2019	2018
	PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
	Passif à court terme :
						Créditeurs		150 336 $		89 740 $
						Charges à payer	307 952	235 586
						Dividendes à payer (note 15)	73 945	62 613
						Passifs réglementaires (note 7)	41 683	39 005
						Dette à long terme (note 9)	225 013		13 048
						Autres obligations à long terme (note 12)	57 939	42 337
						Instruments dérivés (note 24)	5 898	14 339
						Autres passifs	9 300	2 313
		872 066	498 981
	Dette à long terme (note 9)	3 706 855	3 323 747
	Passifs réglementaires (note 7)	556 379	549 208
	Impôts reportés (note 18)	491 538	444 145
	Instruments dérivés (note 24)			78 766	88 503
	Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires
	de retraite (note 10)	224 094	199 829
	Autres obligations à long terme (note 12)	243 401	255 668
		5 301 033	4 861 100
	Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 17)
						Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée
						(note 16 b))	305 863	307 622
						Participations ne donnant pas le contrôle rachetables	25 913	33 364
	Capitaux propres :
						Actions privilégiées (note 13 b))	184 299	184 299
						Actions ordinaires (note 13 a))	4 017 044	3 562 418
						Surplus d’apport	50 579	45 553
						Déficit	(367 107)	(595 259)
						Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 14)	(9 761)	(19 385)
						Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires
						d’Algonquin Power & Utilities Corp.	3 875 054	3 177 626
						Participations ne donnant pas le contrôle (note 17)
						Participations ne donnant pas le contrôle	457 834	519 896
						Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 16 c))	73 707		—
							531 541	519 896
						Total des capitaux propres	4 406 595	3 697 522
	Engagements et éventualités (note 22)
	Événements postérieurs à la date du bilan (notes 1 u), 8 a), 9 a), 9 d), 13 a) i i) et 24 b) i ))
		10 911 470 $ 9 398 589 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

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	Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé
	(en mil iers de dol ars américains)
	Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019
		Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
						Cumul des
						autres
						éléments	Participations
		Actions	Actions	Surplus	Déficit	du résultat	ne donnant
		ordinaires	privilégiées	d’apport	accumulé	étendu	pas le contrôle	Total
	Solde au
	31 décembre 2018	3 562 418 $ 184 299 $		45 553 $ (595 259) $ (19 385) $ 519 896 $ 3 697 522 $
	Adoption de
	l’ASU 2017-12 portant
	sur la couverture
	(note 2 a))								—	—	—	(186)					186	—	—
	Bénéfice net (perte nette)								—	—	—	530 884					—	(45 934)	484 950
	Participations ne donnant
	pas le contrôle
	rachetables non
	comprises dans les
	capitaux propres
	(note 17)								—	—	—		—	—	(7 476)	(7 476)
	Autres éléments du
	résultat étendu								—	—	—		—	9 438	2 428	11 866
	Dividendes et
	distributions déclarés
	aux participations ne
	donnant pas le contrôle								—	—	—	(217 464)					—	(37 691)	(255 155)
	Dividendes et émission
	d’actions aux termes du
	régime de
	réinvestissement des
	dividendes
	(note 13 a) i i))	68 856								—	—	(68 856)					—	—	—
	Apports des participations
	ne donnant pas le
	contrôle								—	—	—		—	—	100 318	100 318
	Actions ordinaires émises
	à la conversion de
	débentures convertibles								148	—	—		—	—	—				148
	Actions ordinaires émises
	dans le cadre d’un
	appel public à l’épargne,
	déduction faite des
	coûts	364 211								—	—		—	—	—	364 211
	Actions ordinaires émises
	en vertu du régime
	d’achat d’actions à
	l’intention des employés								2 853	—	—		—	—	—				2 853
	Rémunération à base
	d’actions								—	—	12 974							—	—	—	12 974
	Actions ordinaires émises
	dans le cadre
	d’attributions à base
	d’actions	18 558								—	(7 948)	(16 226)					—	—	(5 616)
	Solde au
	31 décembre 2019	4 017 044 $ 184 299 $		50 579 $ (367 107) $		(9 761) $ 531 541 $ 4 406 595 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

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	Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé
	(en mil iers de dol ars américains)
	Pour l’exercice clos le 31 décembre 2018
		Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
						Cumul des
						autres
						éléments	Participations
		Actions	Actions	Surplus	Déficit	du résultat	ne donnant
		ordinaires	privilégiées	d’apport	accumulé	étendu	pas le contrôle	Total
	Solde au
	31 décembre 2017	3 021 699 $ 184 299 $		38 569 $ (524 311) $		(2 792) $ 602 636 $ 3 320 100 $
	Adoption du Topic 606
	portant sur les produits
	(note 1 t))								—	—	—	1 860					—	—				1 860
	Adoption de
	l’ASU 2018-02 sur
	l’incidence fiscale sur le
	cumul des AERE								—	—	—	(10 625)	10 625	—	—
	Bénéfice net (perte nette)								—	—	—	184 988					—	(105 899)	79 089
	Participations ne donnant
	pas le contrôle
	rachetables non
	comprises dans les
	capitaux propres
	(note 17)								—	—	—		—	—	4 923	4 923
	Autres éléments du
	résultat étendu								—	—	—		—	(27 218)	(1 481)	(28 699)
	Dividendes et distributions
	déclarés aux
	participations ne
	donnant pas le contrôle								—	—	—	(187 890)					—	(9 393)	(197 283)
	Dividendes et émission
	d’actions aux termes du
	régime de
	réinvestissement des
	dividendes
	(note 13 a) ii ))	55 442								—	—	(55 442)					—	—	—
	Actions ordinaires émises
	dans le cadre d’un appel
	public à l’épargne,
	déduction faite des
	coûts (note 13 a) i))	472 180								—	—		—	—	—	472 180
	Actions ordinaires émises
	à la conversion de
	débentures convertibles
	(note 12 h))								447	—	—		—	—	—				447
	Actions ordinaires émises
	dans le cadre
	d’attributions à base
	d’actions (note 13 c))	12 650								—	(4 027)	(3 839)					—	—				4 784
	Rémunération à base
	d’actions (note 13 c))								—	—	11 011							—	—	—	11 011
	Apports des participations
	ne donnant pas le
	contrôle (note 3 g)),
	moins les coûts								—	—	—		—	—	29 110	29 110
	Solde au
	31 décembre 2018	3 562 418 $ 184 299 $		45 553 $ (595 259) $ (19 385) $ 519 896 $ 3 697 522 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.

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	Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés
	(en mil iers de dol ars américains)	Exercices clos les 31 décembre
		2019	2018
	Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
	Activités d’exploitation
					Bénéfice net		484 950 $	79 089 $
					Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
					Amortissement	284 304	260 772
					Impôts reportés	53 686	42 025
					Gain latent sur instruments financiers dérivés	(15 237)	(1 781)
					Charge de rémunération à base d’actions	11 042	7 495
					Coût des capitaux investis aux fins de la construction	(4 896)	(2 728)
					Variation de la valeur des placements à la juste valeur	(276 458)	137 957
					Excédent des cotisations aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite sur
						les charges	(8 952)	(6 354)
					Distributions reçues des placements comptabilisés à la valeur de consolidation, déduction faite
						des produits	7 487	5 698
					Autres	15 031	16 305
					Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 23)	60 303	(8 126)
		611 260	530 352
	Activités de financement
					Augmentation de la dette à long terme	3 614 758	2 015 533
					Diminution de la dette à long terme	(3 048 008)	(1 699 592)
					Émission d’actions ordinaires, moins les coûts	362 364	473 911
					Dividendes en espèces sur actions ordinaires	(196 391)	(166 384)
					Dividendes sur actions privilégiées	(8 486)	(8 027)
					Apports des participations ne donnant pas le contrôle d’une partie liée (note 17)	96 752	305 000
					Apports des participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle
					rachetables (note 17)	3 403	15 250
					Apports en espèces des participations ne donnant pas le contrôle fondés sur la production	3 565	13 860
					Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle d’une partie liée (note 16 b) et c))	(38 718)	—
					Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(12 251)	(9 289)
					Règlement de dérivés	(8 732)	—
					Produit de l’exercice d’options sur actions		—	4 504
					Actions remises pour financer les retenues d’impôts à l’exercice d’options sur actions	(5 282)	(2 088)
					Augmentation des autres obligations à long terme	10 175	9 403
					Diminution des autres obligations à long terme	(39 783)	(20 144)
		733 366	931 937

	Activités d’investissement
					Acquisitions d’immobilisations corporelles et d’actifs incorporels	(581 332)	(466 369)
					Augmentation des placements à long terme	(669 832)	(1 005 072)
					Acquisition d’entités en exploitation	(308 423)	—
					Augmentation des autres actifs	(16 690)	(5 912)
					Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	251 118	17 950
					Diminution des placements à long terme	1 000	1 158
					Produit de la vente d’actifs à long terme		—	2 912
		(1 324 159)	(1 455 333)
	Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions	1 032	(606)
	Augmentation de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie soumise à restrictions	21 499	6 350
	Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de l’exercice	65 773	59 423
	Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de l’exercice		87 272 $	65 773 $
	Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :		2019			2018
	Trésorerie versée au cours de l’exercice au titre des intérêts débiteurs		171 548 $	155 309 $
	Trésorerie versée au cours de l’exercice au titre des impôts sur les bénéfices		14 543 $	9 652 $
	Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
	Acquisitions d’immobilisations corporelles dans les charges à payer		98 231 $	45 154 $
	Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et des régimes de
	rémunération à base d’actions		87 414 $	65 767 $
	Émission d’actions ordinaires à la conversion de débentures convertibles						155 $	468 $
	Cession d’immobilisations corporel es, d’actifs incorporels et de charges à payer en échange d’un effet à
	recevoir		57 753 $	13 092 $
	Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
Algonquin Power & Utilities Corp. (« APUC » ou la « société ») est une entité constituée en société en vertu de la Loi canadienne sur les sociétés par actions. Les activités d’APUC sont réparties entre deux unités d’exploitation principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Le groupe Services à tarifs réglementés possède et exploite un portefeuille de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de collecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport aux États-Unis et au Canada; le groupe Énergies renouvelables possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés.
1.			Principales méthodes comptables a)
			Base d’établissement Les états financiers consolidés ci-joints et les notes y afférentes ont été établis selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et présentent les informations à fournir exigées par la Regulation S-X fournie par la Securities and Exchange Commission des États-Unis.
		b)	Périmètre de consolidation Les états financiers consolidés d’APUC ci-joints comprennent les comptes d’APUC, ceux de ses filiales détenues en propriété exclusive ainsi que ceux des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») dont la société est le principal bénéficiaire (note 1 m)). Les opérations et les soldes intersociétés ont été éliminés. Les participations dans des filiales qui appartiennent à des tiers sont incluses dans les participations ne donnant pas le contrôle (note 1 s)).
		c)	Regroupements d’entreprises, actifs incorporels et goodwill La société comptabilise comme un regroupement d’entreprises les acquisitions d’entités ou d’actifs qui répondent à la définition d’entreprise. Les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition. Les actifs acquis et les passifs pris en charge sont évalués à la juste valeur à la date d’acquisition, à l’exception des impôts reportés qui sont comptabilisés comme il est décrit à la note 1 v). Les frais d’acquisition sont passés en charges dans la période au cours de laquelle ils sont engagés. Si les activités ne forment pas une entreprise, la transaction est comptabilisée comme une acquisition d’actifs, en tenant compte des coûts d’acquisition. Les actifs incorporels acquis sont comptabilisés séparément, à la juste valeur, s’ils découlent de droits contractuels ou d’autres droits légaux, ou s’ils peuvent être séparés. Les contrats de vente d’électricité sont amortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée résiduelle des contrats, soit entre 6 et 25 ans suivant la date d’acquisition. Les conventions d’interconnexion sont amorties selon la méthode de l’amortissement linéaire sur leur durée de vie utile estimative de 40 ans. Les relations clients acquises sont amorties selon la méthode de l’amortissement linéaire sur leur durée de vie utile estimative de 40 ans. Le goodwil correspond à l’excédent du prix d’acquisition d’une entreprise acquise sur la juste valeur des actifs nets acquis. Le goodwill n’est généralement pas compris dans la base tarifaire à partir de laquel e les services publics à tarifs réglementés sont autorisés à tirer un rendement et n’est pas amorti.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		c)	Regroupements d’entreprises, actifs incorporels et goodwill (suite) Au 30 septembre de chaque exercice, la société évalue les facteurs qualitatifs et quantitatifs afin de déterminer s’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur de l’unité d’exploitation à laquelle un goodwil est attribué soit inférieure à sa valeur comptable. S’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur d’une unité d’exploitation soit inférieure à sa valeur comptable ou si une évaluation quantitative est choisie, la société calcule la juste valeur de l’unité d’exploitation. La valeur comptable du goodwill de l’unité d’exploitation est considérée comme non recouvrable si la valeur comptable de l’unité d’exploitation dans sa globalité excède sa juste valeur. Une perte de valeur correspondant à tout excédent de la valeur comptable du goodwill sur sa juste valeur implicite est alors comptabilisée. Le goodwill fait l’objet d’un test de dépréciation entre les tests annuels s’il est plus probable qu’improbable que des événements ou des changements de situation réduiront la juste valeur de l’unité d’exploitation en deçà de sa valeur comptable.
		d)	Comptabilisation des activités à tarifs réglementés Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont assujetties à la réglementation des tarifs, qui est généralement régie par la commission de services publics des États et des provinces où el es exercent leurs activités (l’« organisme de réglementation »). L’organisme de réglementation décide ultimement des tarifs à appliquer aux clients de la société. Les entreprises en exploitation à tarifs réglementés d’APUC sont comptabilisées conformément aux principes énoncés dans l’ASC Topic 980, Regulated Operations (« ASC 980 »), du Financial Accounting Standards Board (« FASB ») des États-Unis. Aux termes de l’ASC 980, les actifs et les passifs réglementaires sont comptabilisés dans la mesure où ils constituent des produits ou des charges futurs probables associés à certaines charges qui seront recouvrées auprès des clients ou à certains crédits qui leur seront remboursés dans le cadre du processus d’établissement des tarifs. La note 7, Questions réglementaires, présente en détail les actifs et passifs réglementaires, et leur traitement actuel conformément à la réglementation. Si la société conclut que le recouvrement de ses actifs réglementaires nets n’est pas probable, elle doit cesser d’appliquer les critères de comptabilité applicables aux entreprises à tarifs réglementés et comptabiliser une charge ou un crédit hors trésorerie, après impôts, en résultat pour tous les actifs ou passifs réglementaires résiduels, ce qui pourrait toucher la situation financière et les résultats d’exploitation de la société de manière importante. Les comptes des services publics d’électricité, de gaz et d’eau aux États-Unis sont tenus conformément au Uniform System of Accounts prescrit par la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC »), l’organisme de réglementation, et la National Association of Regulatory Utility Commissioners aux États-Unis. Les comptes de Gaz Nouveau-Brunswick sont tenus conformément au Règlement sur le régime uniforme des comptes des distributeurs de gaz en vertu de la Loi de 1999 sur la distribution du gaz du Nouveau-Brunswick.
		e)	Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent des instruments très liquides dont l’échéance initiale est de trois mois ou moins.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		f)	Trésorerie soumise à restrictions La trésorerie soumise à restrictions représente les réserves et les montants réservés conformément aux exigences de diverses conventions d’emprunt, de dépôts devant être remboursés aux clients et de certaines exigences liées aux activités de production et de transport. Les liquidités mises en réserve, qui sont séparées des soldes de trésorerie d’APUC, sont conservées dans des comptes gérés par un mandataire distinct et sont présentées séparément à titre de trésorerie soumise à restrictions dans les présents états financiers consolidés. APUC ne peut avoir accès à ces liquidités sans l’autorisation préalable de parties qui ne lui sont pas liées.
		g)	Débiteurs Les comptes clients sont comptabilisés au montant de la facture et ne portent pas intérêt. La société constitue une provision pour créances douteuses afin de tenir compte des pertes estimatives inhérentes au portefeuil e des débiteurs. Dans le calcul du montant de la provision requise, la direction considère les taux historiques des pertes ajustés pour tenir compte de la conjoncture et de la situation financière des clients, le montant des débiteurs faisant l’objet d’un litige ainsi que l’ancienneté des débiteurs et les schémas de paiement actuels. Les soldes des comptes sont déduits de la provision lorsque tous les moyens de recouvrement ont été épuisés et que la possibilité de recouvrement est jugée très faible. La société n’est pas assujettie au risque de crédit hors bilan lié à ses clients.
		h)	Gaz naturel et carburant stockés Les stocks de gaz naturel et de carburant sont comptabilisés au coût moyen pondéré ou selon la méthode du premier entré, premier sorti, conformément aux exigences des organismes de réglementation. Ils représentent le carburant, le gaz naturel et le gaz naturel liquéfié qui seront utilisés dans le cours normal des activités des services publics de gaz et de certaines centrales. Aux termes des ordonnances tarifaires (note 7 d)) et d’autres contrats en vigueur, la société est autorisée à facturer directement aux clients le coût du gaz acheté ainsi que tout ajustement de surcharge de livraison autorisé applicable. Ainsi, la valeur de réalisation nette des stocks de gaz naturel et de carburant n’est jamais inférieure aux coûts engagés par la société.
		i)	Stock de fournitures et de matières consommables Les éléments du stock de fournitures et de matières consommables (à l’exception des pièces de rechange essentiel es et des pièces de rechange usinables qui sont présentées dans les immobilisations corporelles) sont imputés aux stocks à l’achat puis capitalisés aux immobilisations, ou passés en charges, selon le cas, lorsqu’ils sont installés, utilisés ou devenus obsolètes. Ces éléments sont évalués au coût ou, si el e est plus faible, à la valeur de réalisation nette. Grce aux ordonnances tarifaires et à l’environnement réglementaire, les travaux de construction capitalisés sont recouvrés à même la base tarifaire et les coûts de réparation et d’entretien sont recouvrés au moyen du calcul du coût des services rendus. Ainsi, le coût reflète généralement la valeur de réalisation nette.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		j)	Immobilisations corporel es Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût. La capitalisation des projets en développement commence dès que la direction, de pair avec l’autorité appropriée, a autorisé le financement d’un projet et en a pris l’engagement, et qu’il est probable que les coûts seront recouvrés par suite de l’utilisation de l’actif ou de la construction et de la mise en exploitation d’une installation. Les coûts de développement de projet des entités à tarifs réglementés, y compris les dépenses pour les levés préliminaires, les plans, les enquêtes, les études environnementales, les demandes réglementaires et les autres coûts engagés afin d’établir la faisabilité de projets d’expansion, sont capitalisés soit comme élément des immobilisations corporelles ou comme actif réglementaire lorsqu’il est probable que ces coûts seront recouvrés au moyen des revenus à tarifs réglementés du projet terminé. Les coûts d’acquisition ou de construction des immobilisations corporelles englobent ce qui suit : les matériaux, la main-d’œuvre, les services de sous-traitants et de professionnels, les frais généraux de construction directement attribuables au projet d’immobilisations (le cas échéant), les intérêts liés aux biens non visés par la réglementation des tarifs, et une provision pour les fonds utilisés pendant la construction (« PFUPC ») en ce qui a trait aux biens visés par la réglementation des tarifs. Si c’est possible, les différentes composantes sont comptabilisées et amorties séparément dans les comptes de la société. Les immobilisations corporelles louées aux termes de contrats de location-financement sont initialement inscrites au coût, lequel est déterminé selon la valeur actualisée des paiements de loyers à verser sur la durée du contrat de location. La PFUPC représente le coût des fonds empruntés ainsi qu’un rendement sur les autres fonds. Aux termes de l’ASC 980, une provision pour les fonds utilisés pendant les projets de construction comprise dans la base tarifaire est capitalisée. Cette provision a pour but de permettre aux services publics de capitaliser les frais de financement engagés pendant la période de construction d’une immobilisation assujettie à la réglementation des tarifs. En ce qui a trait aux activités pour lesquel es la comptabilité des entreprises à tarifs réglementés n’est pas appliquée, seuls les intérêts liés à la dette sont capitalisés comme coûts de construction, conformément à l’ASC 835, Interest. Les intérêts capitalisés liés à la dette sont portés en réduction des intérêts débiteurs présentés dans les états des résultats consolidés. La PFUPC capitalisée qui est liée à des capitaux investis est comptabilisée en tant qu’intérêts créditeurs et autres produits sous le poste « Produit tiré des placements à long terme » dans l’état des résultats consolidé.


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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		j)	Immobilisations corporelles (suite)
			Les améliorations qui permettent d’accroître la capacité d’un bien ou d’en prolonger la durée d’utilisation sont capitalisées. Les coûts engagés dans des dépenses importantes ou des révisions effectuées périodiquement sur la durée de vie d’un actif sont capitalisés et amortis sur la période connexe. Les coûts d’entretien et de réparation sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. Les subventions qui se rapportent à des dépenses en immobilisations sont comptabilisées en réduction du coût des actifs et sont amorties au même taux que les immobilisations connexes en réduction de la charge d’amortissement. Les subventions qui se rapportent à des dépenses d’exploitation comme les coûts d’entretien et de réparation sont comptabilisées en réduction de la charge connexe. Les apports sous forme d’aide à la construction représentent les montants versés par les clients, les gouvernements et les promoteurs en vue d’aider au financement d’une partie ou de la totalité du coût des immobilisations de services publics. Ils comprennent également les montants comptabilisés à l’origine comme avances sous forme d’aide à la construction (note 12 a)), seulement si la période de remboursement de l’avance a expiré. Ces apports sont comptabilisés en déduction du coût des actifs de services publics et sont amortis au même taux que les immobilisations connexes en déduction de la charge d’amortissement. L’amortissement comptabilisé par la société est fondé sur la durée de vie utile estimative des actifs amortissables de chaque catégorie et est calculé selon la méthode de l’amortissement linéaire, sauf pour certains actifs éoliens, comme décrit ci-après. Les fourchettes de durées de vie utile estimatives et les durées de vie utile moyennes pondérées se résument comme suit :
				Fourchette des durées de vie		Durées de vie utile moyennes
					utile		pondérées
				2019				2018		2019		2018
			Production	3 - 60				3 - 60	33		33
			Distribution	5 - 100				5 - 100	42		40
			Matériel	5 - 44				5 - 43	10		10
			La société utilise la méthode de l’amortissement proportionnel à l’utilisation pour certaines composantes de ses centrales éoliennes où la durée de vie utile d’une composante est directement liée à la quantité d’énergie produite. La méthode de l’amortissement proportionnel à l’utilisation convient le mieux pour reconnaître les avantages liés aux composantes qui s’usent normalement au cours du processus de production de l’électricité. La production totale attendue de chaque composante est estimée à partir d’études sur les vents préparées par des tiers. Conformément aux méthodes comptables approuvées par les organismes de réglementation, lorsque les immobilisations corporelles amortissables du groupe Services à tarifs réglementés sont remplacées ou mises hors service, le coût initial majoré de tout coût d’enlèvement engagé (déduction faite de la valeur de récupération) est imputé à l’amortissement cumulé, aucun gain ni aucune perte n’étant inscrit dans les résultats d’exploitation. Les gains et les pertes seront imputés aux résultats d’exploitation dans l’avenir par voie d’ajustements de l’amortissement. En l’absence de méthodes comptables approuvées par les organismes de réglementation, les gains et les pertes sur la cession d’immobilisations corporelles sont portés en résultat à mesure qu’ils se produisent.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		k)	Instal ations en propriété sous contrôle commun Le groupe Services à tarifs réglementés possède des participations indivises dans trois centrales électriques et ces participations varient de 7,52 % à 60 %, une quote-part équivalente de capacité et de production de chaque installation servant certains de ses clients de services publics. Le placement de la société dans les participations indivises est comptabilisé à titre de centrales en service et recouvré à même la base tarifaire. La part de la société des charges d’exploitation est comptabilisée dans les charges d’exploitation, d’entretien et de carburant, à l’exclusion de la dotation aux amortissements.
		l)	Dépréciation d’actifs à long terme APUC examine ses immobilisations corporelles et ses actifs incorporels pour déceler une éventuelle perte de valeur chaque fois que des événements ou des changements de situation indiquent que la valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Le caractère recouvrable des actifs qui devraient être détenus et utilisés est évalué en comparant la valeur comptable d’un actif aux flux de trésorerie futurs non actualisés prévus. Si la valeur comptable excède le montant recouvrable, la valeur de l’actif est ramenée à sa juste valeur.
		m)	Entités à détenteurs de droits variables La société effectue des analyses afin de déterminer si ses établissements et investissements sont des EDDV. Afin de repérer toute EDDV éventuel e, la direction passe en revue les contrats de location, les ententes d’achat d’électricité à long terme et les instal ations détenues conjointement. Les EDDV dont la société est réputée être le principal bénéficiaire sont consolidées. Dans les cas où APUC n’est pas réputée être le principal bénéficiaire, l’EDDV n’est pas consolidée (note 8). La société détient des participations en actions et en effets à recevoir dans deux centrales. APUC a établi que les deux entités sont considérées comme des EDDV surtout en raison du fait que les capitaux propres à risque des entités juridiques ne sont pas suffisants pour leur permettre de financer leurs activités sans recourir à un autre financement subordonné. Les principales décisions qui se répercutent sur le rendement économique des centrales portent sur le choix des sites, l’obtention de permis, la technologie, la construction, l’exploitation et la maintenance ainsi que sur le financement. Puisque APUC a à la fois le pouvoir de diriger les activités des entités qui ont la plus forte incidence sur son rendement économique et le droit de recevoir les avantages ou l’obligation d’assumer les pertes des entités qui pourraient être importantes pour cel es-ci, la société est considérée en être le principal bénéficiaire. La valeur comptable nette totale des actifs de production et de la dette à long terme de ces centrales s’élève respectivement à 60 230 $ (59 288 $ en 2018) et 21 754 $ (22 263 $ en 2018). La performance financière de ces centrales présentée dans les états des résultats consolidés comprend des ventes d’énergie à tarifs non réglementés de 17 108 $ (17 232 $ en 2018), des charges d’exploitation et une dotation aux amortissements de 4 930 $ (4 634 $ en 2018) et des intérêts débiteurs de 2 340 $ (2 557 $ en 2018).

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		n)	Placements à long terme et effets à recevoir Les participations dans des entreprises sur lesquel es APUC exerce une influence notable sans toutefois en détenir le contrôle sont comptabilisées à la valeur de consolidation ou bien à la juste valeur. Les placements comptabilisés à la valeur de consolidation sont initialement évalués au coût, y compris les coûts de transaction et les intérêts, le cas échéant. APUC présente sa quote-part du bénéfice ou de la perte de ses placements comptabilisés à la valeur de consolidation au poste « Produit tiré des placements à long terme » figurant dans les états des résultats consolidés. APUC comptabilise dans les états des résultats consolidés les variations de la juste valeur de ses placements à la juste valeur et le revenu de dividende, lorsque celui-ci est déclaré par l’entité émettrice. Les effets à recevoir sont des actifs financiers, comportant des paiements fixes et déterminés, qui ne sont pas cotés sur un marché actif. Les effets à recevoir sont initialement comptabilisés au coût, lequel correspond généralement à la valeur nominale. Après l’acquisition, ils sont comptabilisés au coût après amortissement au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif. La société détient ces effets à recevoir à titre de placements à long terme et n’a pas l’intention de les vendre avant l’échéance. Les intérêts tirés des placements à long terme sont comptabilisés à mesure qu’ils sont gagnés et lorsque le recouvrement des intérêts et du capital sont raisonnablement assurés. Si la baisse de la valeur d’un placement à long terme est jugée durable, une provision pour perte de valeur de ce placement est comptabilisée pour traduire le montant de cette perte. Une provision pour perte de valeur des effets à recevoir est comptabilisée s’il est prévu que la société ne recouvrera pas la totalité du capital et des intérêts qui lui sont dus aux termes du contrat. La dépréciation est calculée en fonction de la valeur des flux de trésorerie futurs prévus actualisés au taux d’intérêt effectif des effets.
		o)	Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite La société a établi des régimes de retraite à cotisations déterminées, des régimes de retraite à prestations déterminées, des régimes d’avantages complémentaires de retraite ainsi que des régimes de retraite complémentaires pour ses différents groupes de salariés au Canada et aux États-Unis. Les cotisations de l’employeur aux régimes de retraite à cotisations déterminées sont passées en charges à mesure que les employés rendent des services. La société comptabilise la situation de capitalisation de ses régimes de retraite à prestations déterminées, de ses régimes d’avantages complémentaires de retraite et de ses régimes de retraite complémentaires aux bilans consolidés. Les charges et passifs de la société sont déterminés à partir d’évaluations actuariel es à l’aide d’hypothèses remises en question au 31 décembre de chaque année, notamment les taux d’actualisation, la mortalité, les taux de rendement présumés, la croissance de la rémunération, les taux de roulement et le taux tendanciels du coût des soins de santé. L’incidence des modifications à ces hypothèses et des modifications aux services passés est comptabilisée à titre de gains et pertes actuariels dans le cumul des autres éléments du résultat étendu (« AERE ») et amortie en tant que coût net au cours des périodes futures à l’aide de la méthode du corridor. Lorsque des règlements des régimes de retraite de la société surviennent, la société comptabilise les gains ou les pertes correspondants immédiatement en résultats si le coût de l’ensemble des règlements survenus au cours de l’exercice excède la somme des composantes du coût des services et du coût financier du régime de retraite pour l’exercice. Le montant ainsi comptabilisé dans le bénéfice net des profits et des pertes compris dans le cumul des AERE est proportionnel à la réduction en pourcentage de l’obligation au titre des prestations projetées par suite du règlement. Les coûts des régimes de retraite à l’intention du personnel de la société sont constatés pendant la période durant laquelle les salariés sont en fonction et les coûts des services sont comptabilisés dans les frais d’administration dans les états des résultats consolidés.
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1.		Principales méthodes comptables (suite) o)
			Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) Les composantes du montant net du coût des prestations pour la période autre que la composante des coûts des services sont comptabilisées dans les autres pertes nettes dans les états des résultats consolidés.
		p)	Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations La société constate un passif lié aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations en fonction de la juste valeur du passif lorsque l’obligation naît, en général au moment de l’acquisition, pendant la construction ou au cours de l’exploitation normale de l’immobilisation. Parallèlement, la société capitalise également le coût de la mise hors service d’immobilisations, soit la juste valeur estimative de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations, en augmentant la valeur comptable de l’actif à long terme connexe. Les coûts de la mise hors service d’immobilisations sont amortis sur la durée de vie utile estimative de l’actif et sont pris en compte dans la charge d’amortissement figurant dans les états des résultats consolidés. Les augmentations de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations attribuables à l’écoulement du temps sont constatées à titre de charge de désactualisation de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations dans les états des résultats consolidés. Les dépenses réel es engagées sont imputées à l’obligation cumulée.
		q)	Contrats de location La société a adopté l’ASU 2016-02, Leases (Topic 842) (« ASC 842 ») au cours de l’exercice 2019 selon une approche rétrospective modifiée. La société loue des btiments, des véhicules, des wagons et du matériel de bureau aux fins d’usage dans le cadre de ses activités quotidiennes. La société a l’option de prolonger la durée de bon nombre de ses contrats de location assortis de périodes de renouvel ement al ant de un an à cinq ans. À la date du bilan consolidé, la société n’a pas la certitude raisonnable que ces options de renouvel ement seront exercées. Le groupe Énergies renouvelables conclut des contrats de servitude dans le cadre de l’exploitation de ses centrales. Pour évaluer si ces contrats renferment des contrats de location, la société détermine si el e a le droit exclusif d’utiliser le terrain. Dans la majorité des cas, le propriétaire ou le concédant de la servitude garde un plein accès au terrain et peut l’utiliser à quelque titre que ce soit, dans la mesure où il ne nuit pas aux activités de la société. Par conséquent, ces contrats de servitude ne renferment pas de contrats de location. Les contrats de servitude qui procurent un accès réservé au terrain et un usage exclusif de ce dernier répondent à la définition d’un contrat de location et entrent dans le champ d’application de l’ASC 842. Le groupe Services à tarifs réglementés conclut des contrats de servitude dans le cadre de l’exploitation de ses services publics. Pour toutes les servitudes en cours ou qui avaient expiré au 1er janvier 2019, la mesure de simplification permettant de ne pas modifier le mode de comptabilisation antérieur a été adoptée à l’égard de ces contrats de servitude. Pour les nouveaux contrats de servitude conclus après le 1er janvier 2019, la société détermine s’ils renferment un contrat de location.

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Principales méthodes comptables (suite)

Contrats de location (suite) La mise en œuvre de l’ASC 842 n’a pas eu d’incidence sur les contrats de location-financement en cours de la société. Le taux d’actualisation moyen pondéré au 31 décembre 2019 en ce qui a trait aux actifs et aux passifs des contrats de location-financement de la société s’élevait à 6,45 % et la durée de location résiduel e moyenne pondérée des contrats de location-financement de la société était de 5,55 ans. De nouveaux actifs au titre de droits d’utilisation et de nouvelles obligations locatives de 8 295 $ avaient été comptabilisés pour les contrats de location-exploitation de la société au 1er janvier 2019. Par suite de l’acquisition d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite (« Gaz Nouveau-Brunswick ») le 1er octobre 2019 (note 3 a)), la société a acquis de nouveaux actifs au titre de droits d’utilisation et repris des obligations locatives de 1 316 $. Le taux d’actualisation moyen pondéré au 31 décembre 2019 en ce qui a trait aux actifs et aux passifs des contrats de location simple de la société s’élevait à 3,95 % et la durée de location résiduel e moyenne pondérée était de 13,49 ans. Les actifs au titre de droits d’utilisation sont inclus dans les immobilisations corporelles tandis que les obligations locatives sont incluses dans les autres passifs aux bilans consolidés. Les paiements de loyers au titre des contrats de location simple de la société pour les cinq

prochains exercices et par la suite sont les suivants :

Par la

Exercice 1

Exercice 2

Exercice 3

Exercice 4

Exercice 5

suite

Total

2 115 $

1 138 $

688 $

659 $

642 $

5 195 $

10 437 $

Les paiements de loyers au titre des contrats de location-financement de la société devraient s’élever à environ 539 $ pour les cinq prochains exercices, et à 318 $ par la suite.

Rémunération à base d’actions La société offre différents régimes de rémunération à base d’actions : un régime d’options sur actions, un régime d’achat d’actions à l’intention des employés (« AAE »), un régime d’unités d’actions différées (« UAD »), un régime d’unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») et un régime d’unités d’actions liées au rendement (« UAR »). Les attributions classées comme instruments de capitaux propres sont évaluées à la juste valeur à la date d’attribution. La société estime la juste valeur des options à la date d’attribution selon le modèle d’évaluation du prix des options de Black et Scholes. La juste valeur est comptabilisée sur la période d’acquisition des droits attribués, ajustée pour tenir compte des déchéances estimatives. La charge de rémunération est comptabilisée dans les frais d’administration aux états des résultats consolidés et dans le surplus d’apport à même les capitaux propres. Le surplus d’apport est diminué à mesure que les droits sont exercés, et le montant comptabilisé initialement dans le surplus d’apport est crédité aux actions ordinaires.

Participations ne donnant pas le contrôle Les participations ne donnant pas le contrôle représentent la tranche de la participation dans les filiales qui n’est pas attribuable aux détenteurs de capitaux propres d’APUC. Les participations ne donnant pas le contrôle sont comptabilisées initialement à la juste valeur, et sont par la suite ajustées en fonction de la quote-part des résultats et des autres éléments du résultat étendu attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle et en fonction des dividendes ou des distributions versés aux détenteurs de participations ne donnant pas le contrôle.

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1.		Principales méthodes comptables (suite)
		s)	Participations ne donnant pas le contrôle (suite) Si une opération donne lieu à l’acquisition de la totalité ou d’une partie de la participation ne donnant pas le contrôle dans une filiale consolidée, cette acquisition est comptabilisée à la valeur de consolidation. Aucun gain ni aucune perte ne sont constatés dans le bénéfice net ou à l’état du résultat étendu par suite de modifications apportées à la participation ne donnant pas le contrôle, à moins que la société n’en perde le contrôle à la suite d’une modification. Certains parcs éoliens et solaires de la société aux États-Unis sont constitués en société à responsabilité limitée (« s.r.l. ») ou en société en nom collectif à responsabilité limitée (« s.e.n.c.r.l. ») et ont des participations ne donnant pas le contrôle (« parts de société en commandite donnant droit à des avantages fiscaux » ou « investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux »). Les porteurs de ces parts ont droit à une quote-part des bénéfices, des avantages fiscaux et des flux de trésorerie conformément aux ententes contractuel es. Les ententes relatives aux s.r.l. ou s.e.n.c.r.l. confèrent des droits de liquidation et des priorités qui ne correspondent pas au pourcentage de la participation sous-jacente. Dans ces situations, le fait d’appliquer le pourcentage de participation au bénéfice net selon les PCGR des États-Unis afin de calculer les bénéfices et les pertes ne suffit pas à représenter de façon exacte la répartition du bénéfice et les distributions de flux de trésorerie qui seront ultimement reçus par les investisseurs. La tranche des bénéfices attribuable aux porteurs d’une participation ne donnant pas le contrôle dans ces entités est donc calculée à l’aide de la méthode comptable de la liquidation hypothétique à la valeur comptable (« LHVC ») (note 17). La LHVC est axée sur le bilan. Un calcul à chaque date de clôture permet d’établir le montant de la distribution auquel les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux auraient droit si une entité comptabilisée à la valeur de consolidation liquidait tous ses actifs et distribuait le produit de cette liquidation aux investisseurs selon les priorités de liquidation définies par contrat. L’écart entre les montants des distributions au début et à la fin de la période de présentation de l’information financière correspond à la quote-part des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux dans le bénéfice ou la perte du placement pour la période considérée. En raison de certaines clauses de liquidation obligatoire dans les ententes relatives aux s.r.l. et aux s.e.n.c.r.l., une perte nette pourrait être comptabilisée dans les résultats consolidés d’APUC pour les périodes au cours desquelles les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux dégagent un bénéfice net. La complexité du calcul peut varier selon la structure du capital et les fiscaux de ces placements. Les instruments de capitaux propres qui peuvent faire l’objet d’un rachat lorsque des événements incertains surviennent, qui ne sont pas uniquement sous le contrôle d’APUC, sont classés à titre de capitaux propres temporaires et présentés dans les participations ne donnant pas le contrôle rachetables aux bilans consolidés. La société comptabilise les capitaux propres temporaires à l’émission en se fondant sur le montant au comptant reçu, déduction faite des coûts de transaction. Au besoin, la société réévalue le classement de ses instruments rachetables ainsi que la probabilité de rachat. Si le rachat est probable ou s’il est devenu exigible, la société comptabilise les instruments à leur valeur de rachat. Les augmentations ou les diminutions de la valeur comptable d’un instrument rachetable sont comptabilisées dans le déficit. Lorsque l’option de rachat expire ou que d’autres événements font en sorte que le classement d’un instrument de capitaux propres à titre de capitaux propres temporaires n’est plus requis, la valeur comptable existante de l’instrument de capitaux propres est reclassée dans les capitaux propres permanents à la date de l’événement qui a entraîné le reclassement.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		t)	Constatation des produits La société comptabilise les produits conformément aux dispositions de l’ASC Topic 606, Revenue from Contracts with Customers, laquelle a été adoptée le 1er janvier 2018 selon l’approche rétrospective modifiée, à l’égard des contrats en cours à la date de première application. L’adoption de cette nouvel e norme a donné lieu à un ajustement à la hausse des bénéfices non répartis de 2 488 $, soit 1 860 $ après impôts, à l’égard de produits antérieurement reportés liés aux activités de fibre optique d’Empire. Les produits des activités ordinaires sont comptabilisés lorsque le contrôle des biens ou services promis est transféré aux clients de la société, et ce, selon un montant qui reflète le paiement auquel la société s’attend à avoir droit en contrepartie de ces biens ou services. Se reporter à la note 21, Information sectoriel e, pour de plus amples informations sur la ventilation des produits par unité d’exploitation.
			Produits du groupe Services à tarifs réglementés Les produits du groupe Services à tarifs réglementés sont essentiellement tirés de la distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau. Les produits tirés de la vente et de la distribution d’électricité et de gaz naturel sont comptabilisés au fil des livraisons d’électricité ou de gaz naturel. À la fin de chaque mois, l’électricité et le gaz naturel livrés aux clients à partir de la date de leur dernier relevé de compteur jusqu’à la fin du mois sont estimés et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. Ces estimations des produits et des ventes non facturés reposent sur le ratio des jours facturables par rapport aux jours non facturés, la quantité d’électricité ou de gaz naturel fournie au cours de ce mois, les schémas d’utilisation historiques de cette catégorie d’abonnés, les conditions météorologiques, les pertes en ligne, le gaz naturel non comptabilisé et les tarifs actuels. Les produits non facturés sont habituel ement facturés au cours du mois suivant. Certains clients choisissent de régler leurs factures en vertu d’un régime de versements mensuels égaux. Ainsi, il arrive au cours de certains mois que des montants soient reçus avant la livraison de l’électricité. Des produits reportés sont comptabilisés à cet égard. Le montant des produits comptabilisé pendant la période à partir du solde des produits reportés n’est pas significatif. Les produits tirés de l’assainissement de l’eau ou de la distribution d’eau sont constatés au fil du temps alors que l’eau est traitée ou livrée aux clients. À la fin de chaque mois, l’eau livrée aux abonnés et les eaux usées collectées à partir de la date de leur dernier relevé de compteur jusqu’à la fin du mois sont estimées et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. Ces estimations des produits non facturés reposent sur le ratio des jours facturables par rapport aux jours non facturés, la quantité d’eau fournie et col ectée au cours de ce mois, les schémas d’utilisation historiques de cette catégorie d’abonnés et les tarifs actuels. Les produits non facturés sont habituel ement facturés au cours du mois suivant.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		t)	Constatation des produits (suite) Produits du groupe Services à tarifs réglementés (suite) À l’occasion, une entreprise de services publics a le droit de mettre en vigueur de nouveaux tarifs qui n’ont pas été officiellement approuvés par l’organisme de réglementation, lesquels peuvent faire l’objet d’un remboursement. La société comptabilise les produits en se fondant sur un tarif provisoire et au besoin, constitue une réserve pour les montants qui pourraient devoir être remboursés selon l’expérience dans le territoire où les tarifs ont été mis en vigueur. Les produits de certains services publics à tarifs réglementés de la société sont assujettis à d’autres mécanismes de comptabilisation des produits approuvés par leurs organismes de réglementation respectifs. Selon ces programmes, la société comptabilise les produits de livraison annuels approuvés de manière uniforme pendant l’exercice. Par conséquent, la différence entre les produits de la livraison calculés selon une consommation mesurée et les produits de la livraison approuvés est présentée à titre d’autres revenus à la note 21, Information sectorielle et est comptabilisée comme un actif ou passif réglementaire afin de refléter respectivement le recouvrement futur auprès des clients ou le remboursement futur à ces derniers (note 7). Le montant ultérieurement facturé aux clients est comptabilisé comme une reprise de l’actif réglementaire. Produits du groupe Énergies renouvelables Les produits du groupe Énergies renouvelables sont tirés essentiel ement de la vente d’électricité, de capacité et de crédits d’énergie renouvelable. Les produits tirés de la vente d’électricité sont comptabilisés au fil des livraisons d’électricité. La vente d’électricité comporte une seule obligation de prestation, soit la promesse de transférer au client une série de biens distincts qui sont essentiel ement de même nature et dont le profil de transfert au client est identique. Les produits tirés de la vente de capacité sont comptabilisés à mesure que la capacité est fournie. La promesse de fournir de la capacité crée l’obligation pour la société de se tenir prête à le faire. La capacité est habituel ement exprimée en termes de volumes mensuels et de prix. La fourniture de capacité comporte une seule obligation de prestation, soit la promesse de transférer au client une série de services distincts qui sont essentiel ement de même nature et dont le profil de transfert au client est identique. Les projets d’énergie renouvelable admissibles reçoivent des crédits d’énergie renouvelable (« CER ») et des crédits d’énergie solaire renouvelable (« CESR ») pour la production et la livraison d’énergie renouvelable au réseau électrique. Les certificats de crédit d’énergie constituent la preuve que 1 MW d’électricité a été produit à partir d’une source d’énergie admissible. Les CER et les CESR peuvent être échangés, et le propriétaire d’un CER ou d’un CESR peut prétendre avoir acheté de l’énergie renouvelable. Les CER et les CESR sont principalement vendus aux termes de contrats à tarifs fixes et les produits tirés de ces contrats sont comptabilisés au moment où l’électricité qui y est rattachée est générée. Les CER et les CESR excédant les montants établis dans les contrats sont comptabilisés dans les stocks et la contrepartie est comptabilisée à titre de diminution des charges d’exploitation.

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1.		Principales méthodes comptables (suite)
		t)	Constatation des produits (suite) Produits du groupe Énergies renouvelables (suite) La société a choisi de se prévaloir de la mesure de simplification portant sur la facturation à l’égard des contrats d’électricité et de capacité du groupe Énergies renouvelables. La société ne présente pas la valeur des obligations de prestation à satisfaire pour ces contrats puisque les produits sont comptabilisés au montant que la société est en droit de facturer à l’égard des services rendus. Les produits sont comptabilisés déduction faite des taxes de vente.
		u)	Conversion des devises La monnaie de présentation d’APUC est le dollar américain. Dans les états financiers consolidés, les montants libel és en dol ars canadiens sont accompagnés du symbole « $ CA » ou de la mention « dol ars canadiens » immédiatement après le montant présenté. La société a déterminé que la monnaie fonctionnel e de ses établissements au Canada était le dollar canadien étant donné que la majorité des opérations liées à l’exploitation, au financement et à l’investissement sont libel ées en dollars canadiens. Les états financiers de ces établissements sont convertis en dol ars américains au moyen de la méthode du taux courant, selon laquel e les actifs et les passifs sont convertis au taux de change en vigueur à la date du bilan, et les produits et les charges sont convertis au taux de change moyen de la période. Les gains et les pertes latents découlant de la conversion des états financiers de ces entités sont comptabilisés comme une composante des AERE, sont cumulés dans une composante des capitaux propres aux bilans consolidés et ne sont pas comptabilisés en résultat à moins d’une vente ou d’une liquidation complète ou essentiel ement complète du placement. Après la fin de l’exercice, avec prise d’effet le 1er janvier 2020, APUC, la société mère non consolidée, a changé sa monnaie fonctionnel e, le dol ar canadien, pour passer au dol ar américain, en raison d’une combinaison de facteurs ayant trait aux activités d’exploitation, de financement et d’investissement. Par suite du changement de monnaie fonctionnel e, des changements ont été apportés à certaines relations de couverture de la société dans le but d’atténuer le risque résiduel lié au dol ar canadien.
		v)	Impôts sur les bénéfices Les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode axée sur le bilan. Des actifs et des passifs d’impôts reportés sont comptabilisés pour tenir compte des incidences fiscales futures des écarts entre la valeur comptable des actifs et des passifs qui est inscrite dans les états financiers et la valeur fiscale de ces éléments. Les actifs et les passifs d’impôts reportés sont calculés aux taux d’imposition en vigueur devant s’appliquer au bénéfice imposable des exercices durant lesquels ces écarts temporaires devraient se résorber ou être réglés. Une provision pour moins-value est comptabilisée en déduction des actifs d’impôts reportés dans la mesure où il est jugé plus probable qu’improbable que l’actif d’impôts reportés ne sera pas réalisé. L’incidence sur les actifs et les passifs d’impôts reportés d’une modification des taux d’imposition est comptabilisée dans les résultats de la période au cours de laquel e les taux d’imposition sont entrés en vigueur (note 18). Les crédits d’impôt à l’investissement pour les opérations relatives aux activités à tarifs réglementés sont reportés et amortis en tant que réduction de la charge d’impôts exigibles sur la durée de vie utile estimative des établissements. Les crédits d’impôt à l’investissement et d’autres crédits d’impôt pour les activités à tarifs non réglementés sont traités en tant que réduction de la charge d’impôts exigibles au cours de l’année où surviennent les crédits.

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1.		Principales méthodes comptables (suite)
		v)	Impôts sur les bénéfices (suite) La structure organisationnel e d’APUC et de ses filiales est complexe et les interprétations, réglementations et lois fiscales connexes des compétences fiscales où el es exercent leurs activités changent continuel ement. Par conséquent, il peut arriver que des questions fiscales donnent lieu à des positions fiscales incertaines. La société comptabilise l’incidence des positions fiscales seulement s’il est plus probable qu’improbable que ces positions soient confirmées. Les positions fiscales comptabilisées correspondent au montant le plus élevé dont la probabilité de réalisation est supérieure à 50 %. Toute variation dans la comptabilisation ou dans l’évaluation est prise en compte dans la période au cours de laquelle a lieu le changement de probabilité.
		w)	Instruments financiers et dérivés Les débiteurs et les effets à recevoir sont évalués au coût après amortissement. La dette à long terme et les actions privilégiées de série C sont évaluées au coût après amortissement au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif, et ajustées pour tenir compte de l’amortissement des primes ou des escomptes. Les coûts de transaction directement attribuables à l’acquisition d’actifs financiers sont inclus dans la valeur comptable des actifs au moment de l’opération. Les coûts de transaction qui se rapportent à une dette comptabilisée sont présentés aux bilans consolidés en réduction de la valeur comptable de la dette, à l’instar des escomptes et des primes sur la dette. Les coûts engagés pour les facilités de crédit renouvelables et les prêts intersociétés de la société sont comptabilisés dans les autres actifs. Les frais de financement reportés, les primes et les escomptes associés à la dette à long terme sont amortis au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif, alors que les frais de financement reportés associés aux facilités de crédit renouvelables et aux prêts intersociétés sont amortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de l’instrument en question. La société a recours, entre autres méthodes, à des instruments financiers dérivés pour gérer le risque associé aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. APUC comptabilise tous les instruments dérivés soit à titre d’actifs soit à titre de passifs aux bilans consolidés à leur juste valeur respective. La juste valeur sur instruments dérivés conclus avec la même contrepartie en vertu d’une convention-cadre de compensation est présentée à un montant brut dans les bilans consolidés. Les montants qui peuvent faire l’objet d’un règlement net ne sont pas significatifs. La société applique la comptabilité de couverture à certains de ses instruments financiers qui servent à gérer le risque de change ainsi que l’exposition au risque de taux d’intérêt et au risque de prix associés à la vente d’électricité. En ce qui concerne un dérivé désigné comme couverture de flux de trésorerie, la variation de la juste valeur est comptabilisée dans les AERE. Le montant comptabilisé dans le cumul des AERE est reclassé dans le bénéfice net de la période au cours de laquel e les flux de trésorerie couverts influent sur le bénéfice net, à la même rubrique des états des résultats consolidés que l’élément couvert. Si l’instrument de couverture ne satisfait plus aux critères de la comptabilité de couverture, s’il arrive à échéance ou s’il est vendu, résilié ou exercé, ou si l’entité annule la désignation, la comptabilité de couverture cessera d’être appliquée de manière prospective. Le solde du cumul des AERE est transféré dans les états des résultats consolidés au cours de la période où l’élément couvert a une incidence sur le bénéfice net. Si l’on ne s’attend plus à ce que la transaction prévue se réalise, le solde du cumul des AERE est alors comptabilisé immédiatement dans le bénéfice net.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.		Principales méthodes comptables (suite)
		w)	Instruments financiers et dérivés (suite) En ce qui a trait aux instruments dérivés ou financiers désignés comme couvertures du risque de change lié à un investissement net dans un établissement à l’étranger, le gain ou la perte de change se rapportant à la partie efficace de la couverture sont comptabilisés de la même façon que l’écart de conversion connexe à l’investissement net (soit dans les AERE). Les installations de distribution d’électricité et les centrales thermiques de la société concluent des contrats d’achat d’électricité et de gaz pour respecter les exigences de distribution de la charge et de production. Ces contrats respectent le critère de l’exemption relative aux achats normaux et aux ventes normales et, par conséquent, ils ne doivent pas être comptabilisés à la juste valeur comme dérivés, mais selon la comptabilité d’exercice. Les contreparties sont évaluées sur une base continue afin d’évaluer le risque d’inexécution et d’assurer qu’il n’a pas d’incidence sur la conclusion relative à cette exemption.
		x)	Évaluation de la juste valeur La société a recours à des techniques d’évaluation qui maximisent l’utilisation de données observables et réduisent au minimum l’utilisation de données non observables, dans la mesure du possible. La société calcule la juste valeur selon des hypothèses qu’un intervenant sur le marché utiliserait dans l’estimation de la valeur d’un actif ou d’un passif sur son principal marché ou celui qui lui est le plus avantageux. Dans la prise en compte des hypothèses d’un intervenant sur le marché pour les évaluations de la juste valeur, la hiérarchie des justes valeurs distingue les données observables des données non observables, qui sont classées dans l’une des catégories suivantes :
			•	Données de niveau 1 : Prix cotés non ajustés pour des actifs ou des passifs identiques sur des marchés actifs accessibles à l’entité présentant l’information financière à la date de l’évaluation.
			•	Données de niveau 2 : Données autres que les prix cotés visés au niveau 1 qui sont observables pour l’actif ou le passif considéré, directement ou indirectement, pour la quasi-totalité de la durée de cet actif ou de ce passif.
			•	Données de niveau 3 : Données non observables relatives à l’actif ou au passif utilisées pour évaluer la juste valeur dans la mesure où les données observables ne sont pas disponibles, permettant ainsi de tenir compte des situations dans lesquelles il n’existe que peu d’activité de marché, voire aucune, pour l’actif ou le passif à la date de l’évaluation.
		y)	Engagements et éventualités Les obligations au titre d’éventuel es pertes découlant de mesures d’assainissement de l’environnement, de réclamations, de cotisations, de litiges, d’amendes, de pénalités et d’autres sources sont comptabilisées lorsqu’il est probable qu’un passif a été engagé et que le montant peut faire l’objet d’une estimation raisonnable. Les frais juridiques engagés à l’égard de pertes éventuel es sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés.

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1.		Principales méthodes comptables (suite)
		z)	Recours à des estimations
			La préparation d’états financiers exige de la direction qu’el e fasse des estimations et qu’elle pose des hypothèses ayant une incidence sur la valeur comptable des actifs et des passifs, sur les informations relatives aux actifs et aux passifs éventuels à la date des présents états financiers consolidés et sur la valeur comptable des produits et des charges de l’exercice. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations. Au cours des exercices présentés, la direction a fait un certain nombre d’estimations et posé un certain nombre d’hypothèses concernant notamment la durée de vie utile et le caractère recouvrable des immobilisations corporel es, des actifs incorporels et du goodwil , le caractère recouvrable des effets à recevoir et des placements à long terme, la recouvrabilité des actifs d’impôts reportés, l’évaluation des produits non facturés, les obligations au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite, le caractère temporel des actifs et des passifs réglementaires, les éventualités se rapportant aux questions environnementales, la juste valeur des actifs et des passifs acquis dans le cadre d’un regroupement d’entreprises, et la juste valeur des instruments financiers. Ces estimations et hypothèses sont fondées sur les conditions actuel es et sur les lignes de conduite que la direction prévoit adopter de même que sur des hypothèses quant aux conditions commerciales et à la conjoncture économique qui prévaudront dans l’avenir. Si ces estimations et hypothèses venaient à changer, les montants comptabilisés pourraient être rectifiés de façon importante.
2.		Prises de position en comptabilité publiées récemment
		a)	Prises de position en comptabilité adoptées récemment Le FASB a publié l’accounting standards update (« ASU ») 2018-15, Intangibles — Goodwil and Other — Internal-Use Software (Subtopic 350-40): Customer’s Accounting for Implementation Costs Incurred in a Cloud Computing Arrangement that is a Service Contract pour donner des directives supplémentaires destinées à éliminer le foisonnement de pratiques. Cette mise à jour resserre l’arrimage entre, d’une part, les règles encadrant l’inscription à l’actif des frais de mise en œuvre engagés dans le cadre d’une entente d’hébergement considérée comme un contrat de service et, d’autre part, les règles encadrant l’inscription à l’actif des frais de mise en œuvre engagés pour le développement ou l’acquisition d’un logiciel qui sera utilisé en interne. La société a adopté cette mise à jour de manière prospective au début du troisième trimestre. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence significative sur les états financiers consolidés. Le FASB a publié l’ASU 2018-16, Derivatives and Hedging (Topic 815): Inclusion of the Secured Overnight Financing Rate («SOFR») Overnight Index Swap («OIS») Rate as a Benchmark Interest Rate for Hedge Accounting Purposes afin de trouver une option convenable au LIBOR en dol ars américains qui se fonde davantage sur des transactions réel es dans un marché actif. La mise à jour permet le recours au taux d’intérêt de swaps indexés sur le taux à un jour fondé sur l’indice SOFR, comme taux d’intérêt de référence américain aux fins de la comptabilité de couverture. Cette mise à jour a été adoptée paral èlement à l’ASU 2017-12. La société appliquera les prises de position de manière prospective pour les relations de couverture nouvel es ou nouvel ement désignées admissibles. Le FASB a publié l’ASU 2018-07, Compensation – Stock Compensation (Topic 718): Improvements to Non-employee Share-Based Payment Accounting pour élargir le champ d’application du Topic 718 aux transactions à base d’actions visant l’acquisition de biens et services auprès de non-salariés. Cette mise à jour modifie la base d’évaluation et la date des attributions à base d’actions à des non-salariés et apporte également des modifications à la manière d’évaluer, pour les non-salariés, les attributions assorties de conditions de performance. L’adoption de cette mise à jour en 2019 n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la société.

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2.		Prises de position en comptabilité publiées récemment (suite)
		a)	Prises de position en comptabilité adoptées récemment (suite) Le FASB a publié l’ASU 2017-12, Derivatives and Hedging (Topic 815): Targeted Improvements to Accounting for Hedging Activities qui vise l’amélioration de la présentation de l’information financière liée aux relations de couverture afin de dresser un portrait plus fidèle des résultats économiques des activités de gestion du risque d’une entité dans ses états financiers. La mise à jour apporte également des améliorations ciblées visant à simplifier l’application de la comptabilité de couverture. Le FASB a également publié l’ASU 2019-04 qui apporte d’autres améliorations de codification à l’ASU 2017-12. L’adoption de ces mises à jour en 2019 a entraîné un reclassement d’un montant de 186 $ des bénéfices non répartis vers le cumul des autres éléments du résultat étendu à l’égard de l’inefficacité de la couverture antérieurement comptabilisée en résultat pour les contrats de couverture en cours. La société a également modifié et simplifié ses procédures de tests d’efficacité de la couverture et la documentation à leur égard, mesures qui seront appliquées de façon prospective, le cas échéant, selon les prises de position de la mise à jour. Le FASB a publié l’ASU 2017-11, Earnings Per Share (Topic 260); Distinguishing Liabilities from Equity (Topic 480); Derivatives and Hedging (Topic 815): (Part I) Accounting for Certain Financial Instruments with Down Round Features, (Part II) Replacement of the Indefinite Deferral for Mandatorily Redeemable Financial Instruments of Certain Nonpublic Entities and Certain Mandatorily Redeemable Noncontrolling Interests with a Scope Exception pour aborder des questions circonscrites liées à l’application des PCGR des États-Unis à l’égard de certains instruments financiers assortis de caractéristiques d’éléments de passif et de capitaux propres. L’adoption de cette mise à jour en 2019 n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés. Le FASB a publié l’ASU 2016-02, Leases (Topic 842) afin d’améliorer la transparence et la comparabilité de l’information entre les entreprises qui ont recours à des contrats de location. Selon cette mise à jour, les preneurs doivent comptabiliser au bilan les actifs et les passifs découlant de tous les contrats de location, mais l’incidence des contrats de location dans l’état des résultats et l’état des flux de trésorerie est pratiquement inchangée. Le FASB a également publié des modifications ultérieures à l’ASC 842 qui apportent d’autres mesures de simplification ainsi que des éclaircissements et des améliorations de codification. L’adoption de cette nouvel e norme sur les contrats de location en 2019 selon une approche rétrospective modifiée a donné lieu à un ajustement de 8 295 $ des actifs au titre de droits d’utilisation et des obligations locatives aux termes de contrats de location simple incluses dans les autres passifs à long terme aux bilans consolidés, sans retraitement de la période correspondante. La société a mis en œuvre de nouveaux processus et procédures en vue de recenser, d’analyser et d’évaluer les nouveaux contrats de location. La société s’est affairée à mettre en œuvre une nouvel e solution logicielle pour faciliter la gestion, le suivi de l’information et l’évaluation des contrats selon la nouvel e norme sur les contrats de location. Au moment de l’adoption, la société a choisi les mesures de simplification suivantes : 1.
				Une mesure qui permet à la société de ne pas réévaluer la portée, le classement et les coûts directs initiaux de ses contrats de location en vigueur et expirés.
			2.	Une mesure qui permet à la société de ne pas remettre en question le mode de comptabilisation des contrats de servitude qui n’étaient auparavant pas comptabilisés selon l’ASC 840, Leases.
			3.	Une mesure qui permet à la société de tenir compte de connaissances acquises a posteriori pour déterminer les modalités des contrats de location en vigueur.

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2.		Prises de position en comptabilité publiées récemment (suite)
		a)	Prises de position en comptabilité adoptées récemment (suite) En outre, la société a choisi de ne pas comptabiliser une obligation locative ou un actif au titre du droit d’utilisation au bilan consolidé pour ce qui est des contrats de location à court terme (durée inférieure à 12 mois).
		b)	Directives comptables récentes n’ayant pas encore été adoptées Le FASB a publié l’ASU 2020-01, Investments - Equity Securities (Topic 321), Investments - Equity Method and Joint Ventures (Topic 323), and Derivatives and Hedging (Topic 815): Clarifying the Interactions between Topic 321, Topic 323, and Topic 815 en vue de réduire le foisonnement des pratiques et d’accroître la comparabilité de la comptabilisation de certaines transactions. Les modifications apportent des précisions quant à la date qui doit être prise en considération à l’égard des variations des cours observables pour évaluer certains titres de capitaux propres dont la juste valeur n’est pas facilement déterminable. Les modifications apportent également des précisions sur l’étendue des contrats à terme et des options achetées sur ces titres. Les modifications apportées par la mise à jour sont vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2020. L’application anticipée est permise, y compris pour toute période intermédiaire. Bien qu’elle n’ait actuel ement aucune transaction entrant dans le champ d’application de cette mise à jour, la société continuera d’évaluer l’incidence que celle-ci pourrait avoir dans l’avenir. Le FASB a publié ASU 2019-12, Income Taxes (Topic 740): Simplifying the Accounting for Income Taxes dans le cadre d’un projet visant à réduire la complexité des normes comptables. Les modifications éliminent certaines exceptions aux principes généraux énoncés dans le Topic 740 et améliorent l’application uniforme d’autres aspects du Topic 740, tout en précisant et en modifiant les lignes directrices existantes. Les modifications de la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2020. L’adoption anticipée est permise, mais toutes les modifications doivent être adoptées simultanément. La société évalue actuel ement l’incidence de l’adoption de cette mise à jour. Le FASB a publié l’ASU 2018-18, Col aborative Arrangements (Topic 808): Clarifying the Interaction between Topic 808 and Topic 606 en vue de réduire le foisonnement de pratiques touchant la façon dont les entités comptabilisent des transactions selon différentes appréciations de la substance économique d’un accord de col aboration. La mise à jour précise que l’accord doit être comptabilisé selon l’ASC 606 lorsqu’un participant qui est un client dans le contexte d’une unité de comptabilisation ajoute des directives sur les unités de comptabilisation de l’ASC 808 qui sont conformes aux dispositions de l’ASC 606 et empêche la comptabilisation des produits tirés d’un accord de col aboration avec les produits comptabilisés en vertu de l’ASC 606 si le participant n’est pas directement lié aux ventes faites à des tiers. Les modifications à la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2019. La société ne prévoit pas que l’adoption de cette mise à jour aura une incidence importante sur ses états financiers consolidés. Le FASB a publié l’ASU 2018-17, Consolidation (Topic 810): Targeted Improvements to Related Party Guidance for Variable Interest Entities en vue d’améliorer la présentation d’information financière aux fins générales. Cette mise à jour précise que les intérêts indirects détenus par l’entremise de parties liées dans des accords sous contrôle commun devraient être pris en compte proportionnel ement afin de déterminer si les frais payés aux décideurs et aux prestataires de services constituent des intérêts variables. Les modifications à la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2019. Les modifications doivent être appliquées rétrospectivement et s’accompagner d’un ajustement au titre de l’effet cumulatif dans les bénéfices non répartis. La société ne prévoit pas que l’adoption de cette mise à jour aura une incidence importante sur ses états financiers consolidés.
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2.		Prises de position en comptabilité publiées récemment (suite)
		b)	Directives comptables récentes n’ayant pas encore été adoptées (suite) Le FASB a publié l’ASU 2017-04, Business Combinations (Topic 350): Intangibles – Goodwil and Other (Topic 350): Simplifying the Test for Goodwil Impairment. La mise à jour a pour but de simplifier le test de perte de valeur du goodwill en éliminant l’étape 2 du test. Cette étape mesure la perte de valeur du goodwill en comparant la juste valeur implicite du goodwill d’une unité d’exploitation à sa valeur comptable. Cette norme est en vigueur pour les exercices et les périodes intermédiaires ouverts après le 15 décembre 2019. La société ne prévoit pas que l’adoption de cette mise à jour aura une incidence importante sur ses états financiers consolidés. Le FASB a publié l’ASU 2016-13, Financial Instruments – Credit Losses (Topic 326): Measurement of Credit Losses on Financial Instruments pour fournir un plus grand nombre de renseignements utiles aux utilisateurs des états financiers pour la prise de décisions portant sur les pertes de crédit attendues sur des instruments financiers et d’autres engagements de crédit détenus par une entité présentant l’information financière à chaque date de clôture. Pour réaliser cet objectif, les modifications dans cette mise à jour remplacent la méthode de dépréciation fondée sur les pertes subies, permise par les PCGR des États-Unis actuels, par une méthode qui tient compte des pertes de crédit attendues. Cette norme est en vigueur pour les exercices et les périodes intermédiaires ouverts après le 15 décembre 2019. Le FASB a publié des améliorations de codification au Topic 326 de l’ASU 2018-19 pour fournir des indications concernant la délimitation de la portée des actifs de contrats de location simple et apporter des éclaircissements et des corrections propres aux ASU 2019-04 et 2019-11. Le FASB a publié d’autres mises à jour du Topic 326 de l’ASU 2019-05 et de l’ASU 2020-02 pour offrir un al égement transitoire aux sociétés en leur permettant de faire le choix irrévocable d’évaluer à la juste valeur certains instruments détenus au coût amorti, ainsi que pour mettre à jour certains paragraphes de la SEC dans ce Topic. La société met actuel ement la dernière main à son analyse de l’incidence de l’adoption de cette norme sur ses états financiers consolidés. La société ne prévoit pas que l’adoption de cette mise à jour aura une incidence importante sur ses états financiers consolidés.
3.			Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement a)
			Acquisition d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite et de St. Lawrence Gas Company Inc. La société a clôturé l’acquisition de Gaz Nouveau-Brunswick le 1er octobre 2019, et de St. Lawrence Gas, le 1er novembre 2019. Gaz Nouveau-Brunswick est un service public à tarifs réglementés qui fournit du gaz naturel. Le prix d’acquisition est d’environ 256 011 $ (339 036 $ CA). St. Lawrence Gas est un service public à tarifs réglementés qui fournit du gaz naturel dans le nord de l’État de New York. Le prix d’acquisition total de la transaction s’élève à 61 820 $, sous réserve de certains ajustements de clôture. Tous les coûts liés aux acquisitions ont été passés en charges dans les états des résultats consolidés.

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3.		Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite) a)
			Acquisition d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite et de St. Lawrence Gas Company, Inc. (suite)
			Le tableau qui suit résume la répartition provisoire des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :
				Gaz Nouveau-
				Brunswick	St. Lawrence Gas
			Fonds de roulement			8 782 $	3 403 $
			Immobilisations corporelles			137 668	49 936
			Goodwill			56 054	20 259
			Actifs réglementaires			94 827	3 562
			Actifs d’impôts reportés, montant net			—	1 614
			Autres actifs			125	6 418
			Passifs réglementaires			(2 076)	(10 412)
			Prestations de retraite et avantages
			complémentaires de retraite			—	(12 376)
			Passif d’impôts reportés, montant net			(38 053)	—
			Autres passifs			(1 316)	(584)
			Total des actifs nets acquis			256 011 $	61 820 $
			Trésorerie et équivalents de trésorerie			7 248	1 225
			Total des actifs nets acquis, déduction faite de la
			trésorerie et des équivalents de trésorerie			248 763 $	60 595 $
			La juste valeur des actifs acquis et des passifs repris est calculée d’après les estimations préliminaires de la direction et certaines hypothèses. En raison de la date des acquisitions, la société n’a pas terminé les évaluations de la juste valeur. La société continue d’examiner l’information et procédera à d’autres analyses avant d’établir la juste valeur définitive de la contrepartie versée ainsi que des actifs acquis et des passifs repris. Le goodwil correspond à l’excédent du prix d’acquisition sur la juste valeur totale des actifs nets acquis. Les facteurs ayant contribué au montant comptabilisé à titre de goodwil comprennent la croissance future, les synergies possibles et les économies de coûts découlant de la prestation de certains services administratifs partagés et d’autres services. Les immobilisations corporelles, excluant les logiciels, sont amorties conformément aux exigences réglementaires, sur leur durée de vie utile estimative selon la méthode de l’amortissement linéaire. La durée de vie utile moyenne pondérée des actifs de Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas est respectivement de 47 ans et 49 ans.

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3.		Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite)
		b)	Acquisition de la centrale solaire Turquoise Liberty Utilities (Turquoise Holdings) LLC (« Turquoise Holdings ») est détenue par Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC (« CalPeco »). La centrale solaire de 10 MWac est située dans le comté de Washoe, au Nevada (la « centrale solaire Turquoise »). Le 24 mai 2019, un contrat donnant droit à des avantages fiscaux a été conclu. Les parts de société en commandite de catégorie A sont détenues par un investisseur tiers ayant droit à des avantages fiscaux qui a versé 1 403 $ à la date de prise d’effet du contrat et 2 000 $, le 31 décembre 2019. Les derniers paiements devraient être versés en 2020. Du fait de sa participation, l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux recevra la plupart des attributs fiscaux associés à la centrale Turquoise. Étant donné que l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux qui détient les parts de catégorie A a le droit de se retirer de Turquoise Holdings et de demander à la société de racheter ses participations au comptant, la société comptabilise cette participation à titre de participation ne donnant pas le contrôle rachetable hors des capitaux propres permanents dans les bilans consolidés (note 17). Aucun rachat n’était considéré comme probable au 31 décembre 2019. Le 31 décembre 2019, au moment de la mise en service de la centrale solaire Turquoise, Turquoise Holdings a obtenu le contrôle des immobilisations corporelles pour un prix d’acquisition total de 20 830 $.
		c)	Entente visant l’acquisition du projet d’aménagement éolien du Midwest The Empire District Electric Company (« Empire »), filiale en propriété exclusive de la société, a conclu des contrats d’achat visant l’acquisition, une fois leur construction terminée, de trois centrales éoliennes d’une capacité de 600 MW situées dans les comtés de Barton, Dade, Lawrence et Jasper, au Missouri (les « projets éoliens du Missouri »), et dans le comté de Neosho, au Kansas (le « projet éolien du Kansas »). Les contrats prévoient des jalons pour l’aménagement et des modalités de résiliation, qui s’appliquent surtout avant le début de la construction. Le total des coûts est estimé à 1 100 000 $ et les acquisitions devraient être conclues après l’achèvement des projets respectifs. Ces actifs, déduction faite du financement provenant de tiers investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux, devraient être inclus dans la base tarifaire de Empire. En novembre 2019, Liberty Utilities Co., une filiale en propriété exclusive de la société, a acquis une participation dans les entités qui détiennent les deux projets éoliens du Missouri, et achèvera leur aménagement et leur construction en col aboration avec un promoteur tiers jusqu’à l’acquisition des projets par Empire après leur achèvement. Dans le cadre de ses participations dans les coentreprises, Liberty Utilities Co. a conclu des ententes de garantie au titre d’obligations en vertu de lettres de crédit, de contrats d’ingénierie et d’approvisionnement et d’ententes d’approvisionnement d’éoliennes pour les deux projets. La société comptabilise sa participation dans ces deux projets à la valeur de consolidation (note 8 d)). En novembre 2019, un contrat donnant droit à des avantages fiscaux a été conclu pour le projet éolien du Kansas. Les parts de société en commandite de catégorie A seront détenues par deux investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux qui se sont engagés à assurer le financement à une date future. Du fait de leurs participations, les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux recevront la plupart des attributs fiscaux associés au projet éolien du Kansas. Le financement initial des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux devrait être reçu au cours du premier trimestre de 2021.

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3.		Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite)
		d)	Entente visant l’acquisition de New York American Water
			Le 20 novembre 2019, la société a conclu une entente visant l’acquisition des activités à tarifs réglementés d’American Water dans l’État de New York (« New York American Water »). New York American Water est un service public réglementé de distribution d’eau et de collecte des eaux usées servant les clients de sept comtés du sud-est de l’État de New York. Le prix d’acquisition total de la transaction est d’environ 608 000 $, sous réserve de certains ajustements de clôture. La clôture de la transaction devrait avoir lieu quelque part en 2021 et demeure assujettie à l’obtention de l’approbation des organismes de réglementation ainsi qu’aux conditions de clôture habituelles.
		e)	Entente visant l’acquisition de Bermuda Electric Light Company Le 3 juin 2019, la société a conclu une entente visant l’acquisition d’Ascendant Group Limited (« Ascendant »), la société mère de Bermuda Electric Light Company. Bermuda Electric Light Company est le seul service public d’électricité offrant des services de production, de transport et de distribution d’électricité à tarifs réglementés aux résidents et aux entreprises des Bermudes. Le prix d’acquisition total de la transaction est d’environ 365 000 $. La clôture de la transaction demeure assujettie à l’obtention de l’approbation des actionnaires et des organismes de réglementation, et devrait avoir lieu en 2020.
		f)	Approbation de l’acquisition de Perris Water Distribution System Le 10 août 2017, la société a convenu de faire l’acquisition de deux réseaux de distribution d’eau servant les clients de la ville de Perris, en Californie. Le prix d’acquisition attendu de 11 500 $ devrait être établi à titre de base tarifaire au cours du processus d’obtention des approbations réglementaires. Les citoyens de la ville de Perris ont voté en faveur de la vente le 7 novembre 2017. Le groupe Services à tarifs réglementés a déposé une requête pour approbation auprès de la California Public Utility Commission visant l’acquisition des actifs des services publics de distribution d’eau le 8 mai 2018. L’approbation finale devrait être accordée en 2020.
		g)	Centrales solaires Great Bay Les centrales solaires Great Bay I et II sont des centrales d’énergie solaire de 75 MWac et 40 MWac situées dans le comté de Somerset, dans le Maryland. L’exploitation commerciale, selon le sens donné à cette expression dans la convention d’achat d’électricité, a commencé pour tous les sites de la centrale solaire Great Bay I le 29 mars 2018. Au 31 décembre 2019, un site de la centrale solaire Great Bay II avait été complètement synchronisé au réseau d’électricité alors que le dernier site devrait être mis en service au début de 2020. La centrale solaire Great Bay I est contrôlée par une filiale d’APUC (« Great Bay Holdings, LLC »). Les parts de société en commandite de catégorie A sont détenues par un investisseur tiers ayant droit à des avantages fiscaux qui a versé 42 750 $ en 2017, le solde de 15 250 $ ayant été reçu en 2018. Du fait de sa participation, l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux recevra la plupart des attributs fiscaux associés au projet. La société comptabilise cette participation à titre de participation ne donnant pas le contrôle dans les bilans consolidés. La centrale solaire Great Bay II est contrôlée par Great Bay Holdings, LLC. Liberty Utilities (America) Holdco, une filiale d’APUC, agit en tant qu’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux pour cette installation et a versé un financement initial de 11 281 $ en décembre 2019. Au cours de l’exercice, la centrale a généré un crédit d’impôt à l’investissement de 8 526 $ que la société a comptabilisé en tant que réduction de la charge d’impôts exigibles dans l’état des résultats consolidé.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
4.			Débiteurs Au 31 décembre 2019, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 80 295 $ (79 742 $ en 2018) dans le secteur des services publics à tarifs réglementés de la société. Au 31 décembre 2019, les débiteurs étaient comptabilisés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 4 939 $ (5 281 $ en 2018).
5.			Immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles se composent de ce qui suit :
		2019
						Amortissement	Valeur comptable
			Coût	cumulé	nette
		Production						2 816 611 $	540 118 $ 2 276 493 $
		Distribution et transport						4 988 297	598 449			4 389 848
		Terrains	74 517	—	74 517
		Matériel et autres	94 583	47 541	47 042
		Construction en cours
										Production	140 235	—	140 235
										Distribution et transport	303 529	—	303 529
								8 417 772 $ 1 186 108 $ 7 231 664 $

		2018
						Amortissement	Valeur comptable
			Coût	cumulé	nette
		Production						2 470 279 $	450 230 $ 2 020 049 $
		Distribution et transport						4 455 935	521 236			3 934 699
		Terrains	73 773	—	73 773
		Matériel et autres	88 757	41 295	47 462
		Construction en cours
										Production	104 996	—	104 996
										Distribution et transport	212 579	—	212 579
								7 406 319 $ 1 012 761 $ 6 393 558 $
		Les actifs de production comprenaient un coût de 109 653 $ (104 107 $ en 2018) et l’amortissement cumulé de 39 638 $ (34 916 $ en 2018) liés aux installations louées aux termes de contrats de location-financement ou détenues par des EDDV consolidées. La charge d’amortissement des installations faisant l’objet de contrats de location-financement s’est établie à 1 615 $ (1 987 $ en 2018). Les actifs de distribution et de transport comprennent ce qui suit : • Un coût de 1 450 946 $ (1 383 960 $ en 2018) et l’amortissement cumulé de 97 080 $ (69 960 $ en
		2018) liés aux actifs de production et de distribution à tarifs réglementés.
		• Un coût de 514 709 $ (503 664 $ en 2018) et l’amortissement cumulé de 31 349 $ (21 697 $ en 2018)
		liés aux installations en propriété sous contrôle commun (note 1 k)). Le total des dépenses engagées au titre de ces installations pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 s’est établi à 69 210 $ (75 427 $ en 2018).
		• Un coût de 3 076 $ (3 076 $ en 2018) et l’amortissement cumulé de 1 003 $ (669 $ en 2018) liés aux
		installations louées aux termes de contrats de location-financement.
		• Des coûts d’accroissement de la capacité de 1 000 $ qui ne génèrent pour l’instant aucun rendement
		pour la société.
		Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, des apports reçus sous forme d’aide à la construction de 7 137 $ (6 057 $ en 2018) ont été portés au crédit du coût des actifs.

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5.		Immobilisations corporelles (suite)
		Les intérêts et la PFUPC capitalisés dans le coût des actifs en 2019 et en 2018 se sont établis comme suit :
			2019	2018
		Intérêts capitalisés liés aux biens non visés par la réglementation
		des tarifs			4 538 $	2 268 $
		PFUPC capitalisée liée aux biens visés par la réglementation
		des tarifs :
						Provision pour les fonds empruntés	2 745	1 684
						Provision pour les capitaux investis	4 896	2 728
		Total			12 179 $	6 680 $
6.			Actifs incorporels et goodwil Les actifs incorporels se composaient de ce qui suit :
			Amortissement	Valeur
		2019					Coût	cumulé			comptable nette
		Contrats de vente d’électricité							56 206 $	38 931 $	17 275 $
		Relations clients					26 797	10 104	16 693
		Conventions d’interconnexion					14 827	1 179	13 648
									97 830 $	50 214 $	47 616 $

			Amortissement	Valeur
		2018					Coût	cumulé			comptable nette
		Contrats de vente d’électricité							60 775 $	36 063 $	24 712 $
		Relations clients					26 795	9 476	17 319
		Conventions d’interconnexion					13 847	884	12 963
									101 417 $	46 423 $	54 994 $
		La charge d’amortissement estimative des actifs incorporels est de 2 018 $ pour le prochain exercice, de 2 190 $ pour le deuxième exercice, de 2 350 $ pour le troisième exercice, de 1 910 $ pour le quatrième exercice et de 1 780 $ pour le cinquième exercice. Le goodwil est entièrement attribuable au groupe Services à tarifs réglementés.

		Solde aux 31 décembre 2018 et 2017							954 282 $
		Acquisitions d’entreprises (note 3 a))		76 313
		Change		1 101
		Solde au 31 décembre 2019							1 031 696 $


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Questions réglementaires Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont régies par les commissions de services publics des États et des provinces où ils exercent leurs activités. Les commissions de services publics respectives ont compétence notamment en matière de tarifs, de service, de méthodes comptables, d’émission de titres et d’acquisitions. Ces services publics exercent leurs activités en vertu de la réglementation du coût du service que ces autorités appliquent. Les services publics à tarifs réglementés en exploitation de la société sont comptabilisés conformément aux principes énoncés dans l’ASC 980. Aux termes de l’ASC 980, les actifs et les passifs réglementaires qui ne seraient pas comptabilisés en vertu des PCGR des États-Unis s’appliquant aux entreprises à tarifs non réglementés sont comptabilisés dans la mesure où ils constituent des produits ou des charges futurs probables associés à certaines charges qui seront recouvrées auprès des clients ou à certains crédits qui leur seront remboursés dans le cadre du processus d’établissement des tarifs. En 2019, la société a clôturé l’acquisition de Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas, des entreprises de services publics en exploitation qui distribuent du gaz naturel respectivement au Nouveau-Brunswick et dans l’État de New York. Gaz Nouveau-Brunswick est assujettie à la réglementation de la Commission de l’énergie et des services publics du Nouveau-Brunswick. St. Lawrence Gas est assujettie à la réglementation de la Public Service Commission de l’État de New York. En règle générale, ces organismes établissent les tarifs de sorte que les services publics puissent percevoir des produits totaux ou des produits requis qui correspondent au coût de prestation de leurs services, plus un rendement sur le capital investi approprié. En tout temps, la société peut avoir plusieurs procédures réglementaires en cours. Les répercussions financières de ces procédures sont présentées dans les états financiers consolidés en vertu des approbations réglementaires obtenues dans la mesure où une incidence financière est prévue au cours de la période visée. Les procédures réglementaires suivantes ont été réglées récemment :

Augmentation

Type de procédure

annuel e des

Date d’entrée en

Service public

État

réglementaire

produits

vigueur

Peach State Gas

Géorgie

Mécanisme de

2 367 $

1er février 2019

System

rajustement des

tarifs de la

Géorgie

New England

Massachusetts

Plan

2 413 $

1er mai 2019

Natural Gas System

d’amélioration du

réseau de

distribution de

gaz

Empire Electric

Kansas

Révision générale

2 449 $

1er août 2019

System

de tarifs

Empire Electric

Oklahoma

Révision générale

1 400 $

1er octobre 2019

System

de tarifs

CalPeco Electric

Californie

Compte-mémoire

3 525 $

1er janvier 2020

System

pour

catastrophes

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7.		Questions réglementaires (suite) Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants :
			2019	2018
		Actifs réglementaires
		Remédiation environnementale a)			82 300 $	82 295 $
		Prestations de retraite et avantages complémentaires
						de retraite b)	143 292	135 580
		Impôts sur les bénéfices c)	71 506	34 822
		Prime sur la dette d)	42 150	48 847
		Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible e)	23 433	26 310
		Mécanisme d’ajustement des tarifs f)	69 121	37 202
		Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés
						à la clientèle g)	26 369	24 095
		Coûts capitalisés reportés h)	38 833	13 986
		Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations i)	23 841	21 048
		Contrat d’entretien à long terme j)	13 264	8 283
		Frais afférents aux demandes de révision de tarifs k)	6 695	6 164
		Autres	19 083	21 463
		Total des actifs réglementaires			559 887 $	460 095 $
		Moins les actifs réglementaires à court terme	(50 213)	(59 037)
		Actifs réglementaires à long terme			509 674 $	401 058 $

		Passifs réglementaires
		Impôts sur les bénéfices c)			321 960 $	323 384 $
		Coûts d’enlèvement l)	196 423	193 564
		Base tarifaire compensatoire m)	8 719	10 900
		Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible e)	16 645	21 352
		Mécanisme d’ajustement des tarifs f)	10 446	4 210
		Coûts capitalisés reportés – liés au combustible h)	7 097	7 258
		Prestations de retraite et avantages complémentaires
						de retraite b)	22 256	11 791
		Autres	14 516	15 754
		Total des passifs réglementaires			598 062 $	588 213 $
		Moins les passifs réglementaires à court terme	(41 683)	(39 005)
		Passifs réglementaires à long terme			556 379 $	549 208 $
		a)				Remédiation environnementale Les dépenses réel es engagées pour la décontamination de certaines anciennes instal ations de production de gaz naturel (note 12 b)) sont recouvrées au moyen des tarifs sur une période de sept ans et dans un territoire assujetti à un plafond annuel.

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7.		Questions réglementaires (suite) b)
			Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite Dans le cadre de certaines acquisitions d’entreprises, les organismes de réglementation ont autorisé la comptabilisation d’un actif ou d’un passif réglementaire équivalant au montant des prestations des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite qui n’ont pas encore été passées en charges dans le coût net pour la période et qui étaient présentées dans le cumul des AERE avant l’acquisition. Le solde est recouvré au moyen des tarifs sur la durée des années de service futures des salariés au moment où l’actif réglementaire a été initialement comptabilisé (en moyenne, 10 ans) ou conformément au traitement des AERE en vertu de l’ASC 712, Compensation Non-retirement Post-employment Benefits, et de l’ASC 715, Compensation Retirement Benefits, avant que n’ait lieu le transfert à l’actif réglementaire. Les variations annuelles dans le cumul des AERE au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite d’Empire Electric and Gas et de St. Lawrence Gas (note 10 a)) sont également reclassées dans des comptes réglementaires étant donné qu’il est probable que l’on permette le recouvrement à même les tarifs du montant non capitalisé de ces régimes. Enfin, les organismes de réglementation ont aussi approuvé les comptes de suivi pour certains services publics. Les montants sont comptabilisés dans ces comptes lorsque les charges réel es diffèrent de cel es prévues et que le recouvrement ou des remboursements devraient être effectués au cours des périodes à venir.
		c)	Impôts sur les bénéfices Les actifs et passifs d’impôts réglementaires représentent les impôts recouvrables par les produits futurs qui sont nécessaires pour financer les passifs d’impôts reportés qui seront recouvrés auprès des clients et les montants à payer aux clients au titre des impôts reportés perçus à un taux plus élevé que l’actuel taux prévu par la loi. Le 1er juin 2018, l’État du Missouri a adopté une loi selon laquel e, entre autres, le taux d’imposition des sociétés est passé de 6,25 % à 4 % pour les années d’imposition débutant à compter du 1er janvier 2020. Une réduction de l’actif réglementaire et une augmentation du passif réglementaire ont été comptabilisées au titre du trop-perçu des impôts reportés de 15 586 $ qui sera probablement remboursé aux clients.
		d)	Prime sur la dette La prime sur la dette acquise est recouvrée en tant que composante du coût moyen pondéré de la dette.
		e)	Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible Les produits des services publics comprennent une composante conçue pour recouvrer les coûts de l’électricité et du gaz naturel au moyen des tarifs facturés aux clients. Si les coûts réels des achats d’électricité et de gaz naturel diffèrent des coûts d’électricité et de gaz naturel recouvrables au moyen des tarifs actuels, cet écart est reporté et comptabilisé à titre d’actif ou de passif réglementaire dans les bilans consolidés. Ces écarts sont inscrits dans les ajustements des tarifs et comptabilisés à titre d’ajustement du prix du gaz naturel ou de l’électricité dans les périodes à venir, sous réserve de l’examen des organismes de réglementation. Des instruments dérivés sont souvent utilisés pour gérer le risque de prix lié à l’achat de gaz naturel conformément aux attentes des organismes de réglementation des États. Les gains et les pertes rattachés aux instruments dérivés (note 24 b) i)) sont recouvrables au moyen des ajustements des coûts liés aux marchandises.

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7.		Questions réglementaires (suite)
		f)	Mécanisme d’ajustement des tarifs
			Les produits de CalPeco Electric System, Park Water System, Peach State Gas System, New England Gas System, Midstates Natural Gas System et EnergyNorth Natural Gas System sont assujettis à un mécanisme de découplage des produits approuvé par leur organisme de réglementation respectif qui exige la comptabilisation des produits de livraison annuels approuvés de manière uniforme au cours de l’exercice. Par conséquent, la différence entre les produits de livraison calculés selon une consommation mesurée et les produits de livraison approuvés est comptabilisée comme un actif ou passif réglementaire afin de refléter respectivement le recouvrement auprès des clients ou le remboursement des clients dans l’avenir. En outre, les ajustements de tarifs rétroactifs pour services rendus, mais recouvrés sur une période ne dépassant pas 24 mois sont comptabilisés au moment où l’ordonnance définitive est autorisée. L’écart entre les produits tirés des activités à tarifs réglementés de Gaz Nouveau-Brunswick et les tarifs réglementés liés au coût du service est également comptabilisé à titre d’actif réglementaire et recouvré de manière linéaire au cours des 25 prochaines années.
		g)	Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle
			L’actif réglementaire pour les programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle comprend des initiatives liées aux demandes de rabais applicables à l’énergie solaire traitées et aux coûts qui en résultent. Le montant comprend aussi d’autres programmes d’efficacité énergétique.
		h)	Coûts capitalisés reportés
			Les coûts capitalisés reportés reflètent les coûts de construction reportés et les coûts liés au combustible de certaines centrales d’Empire. Ces montants sont recouvrés sur la durée de vie des centrales. Les montants comprennent également les coûts d’exploitation et d’entretien capitalisés de Gaz Nouveau-Brunswick, lesquels sont recouvrés à un taux de 2,43 % par année au cours des 29 prochaines années.
		i)	Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations
			Des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations sont comptabilisées au titre des coûts engagés aux fins de l’enlèvement d’immobilisations corporelles requis par la loi. Les coûts de la mise hors service d’immobilisations, de la désactualisation en continu de l’obligation et de la dotation aux amortissements devraient être recouvrés à même les tarifs.
		j)	Contrat d’entretien à long terme Si les coûts d’entretien à long terme engagés pour l’une des centrales d’Empire Electric diffèrent des coûts recouvrables au moyen des tarifs actuels, cet écart est reporté et comptabilisé à titre d’actif ou de passif réglementaire dans les bilans consolidés.
		k)	Frais afférents aux demandes de révision de tarifs
			Les frais liés au dépôt, à la poursuite et à la défense des demandes de révision de tarifs sont appelés des frais afférents aux demandes de révision de tarifs. Ces frais sont capitalisés et amortis sur la période de recouvrement autorisée par les organismes de réglementation.

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7.		Questions réglementaires (suite)
		l)	Coûts d’enlèvement
			Les tarifs facturés aux clients couvrent les coûts qui devraient être engagés à l’avenir pour assurer la mise hors service de la centrale de services publics. Un passif réglementaire permet de suivre les montants perçus auprès des clients, déduction faite des coûts engagés à ce jour.
		m)	Base tarifaire compensatoire
			Les organismes de réglementation ont imposé une base tarifaire compensatoire qui aura pour effet de réduire les produits d’exploitation requis à la prochaine révision des tarifs. La base tarifaire compensatoire diminuera selon la méthode linéaire sur une période de 10 à 16 ans.
		Comme le recouvrement des actifs réglementaires est soumis à l’approbation des organismes de réglementation, si un changement de position des organismes de réglementation indiquait que le recouvrement n’est pas probable, les coûts connexes seraient imputés au résultat dans la période où aurait lieu ce changement. La société touche habituel ement des frais financiers sur les soldes réglementaires liés aux ajustements des coûts liés aux marchandises, aux ajustements de tarifs rétroactifs et aux frais afférents aux demandes de révision de tarifs.
8.			Placements à long terme Les placements à long terme comprenaient ce qui suit :
				2019	2018
		Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur
		Atlantica a)				1 178 581 $	814 530 $
		AYES Canada b)		88 494	—
		San Antonio Water System c)		27 072	—
						1 294 147 $	814 530 $
		Autres placements à long terme
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation d)				83 770 $	29 588 $
		Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités
			comptabilisées à la valeur de consolidation e)	36 204	101 417
		Autres		1 994	4 773
		Total des autres placements à long terme				121 968 $	135 778 $
		Moins la tranche échéant à moins d’un an					—	(1 407)
						121 968 $	134 371 $


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8.		Placements à long terme (suite) Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les exercices clos les 31 décembre 2019 et
		2018 comprenaient ce qui suit :
			Exercices clos les 31 décembre
			2019	2018
		Profit (perte) de réévaluation à la juste valeur des placements
		comptabilisés à la juste valeur
						Atlantica		290 740 $	(137 957) $
						AYES Canada	(6 649)	—
						San Antonio Water System	(6 007)	—
								278 084 $	(137 957) $
		Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés des placements
		comptabilisés à la juste valeur
						Atlantica		69 307 $	39 263 $
						AYES Canada	25 572	—
						San Antonio Water System	6 007	—
								100 886 $	39 263 $
		Autres placements à long terme
						Quote-part de la perte de placements comptabilisés à la valeur de
						consolidation	(9 108)	(3 082)
						Intérêts créditeurs et autres produits	29 230	16 958
				399 092 $	(84 818) $
		a)				Participation dans Atlantica AAGES (AY Holdings) B.V. (« AY Holdings »), une entité contrôlée et consolidée par APUC, détient une participation d’environ 44,2 % (41,5 % au 31 décembre 2018) dans Atlantica. APUC dispose de la souplesse voulue, sous réserve de certaines conditions, pour accroître sa participation dans Atlantica jusqu’à concurrence de 48,5 %. En 2019, la société a acheté 1 384 402 actions du capital social d’Atlantica pour une contrepartie au comptant de 30 000 $. En outre, 2 000 000 d’actions ont été reçues par suite d’un paiement anticipé de 53 750 $. Après la clôture de l’exercice, l’entente d’acquisition par paiement anticipé a été réglée sans donner lieu à un écart significatif en espèces. En 2018, APUC a fait l’acquisition auprès d’Abengoa, S.A. (« Abengoa ») d’une participation de 41,5 % dans Atlantica dans le cadre de deux transactions, pour un prix d’acquisition total de 952 567 $ et un montant retenu de 40 000 $, dont une tranche de 29 100 $ a été réglée en 2019 et dont le solde sera à payer à une date ultérieure, sous réserve de certaines conditions. La société a choisi l’option de la juste valeur en vertu de l’ASC 825, Financial Instruments, pour comptabiliser son placement dans Atlantica, les changements à la juste valeur étant reflétés dans les états des résultats consolidés. Le 28 novembre 2018, Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions B.V. (« AAGES B.V. »), une entité émettrice de la société, a obtenu une facilité de crédit garantie de 3 ans d’un montant de 306 500 $ et a acquis une participation en actions privilégiées de 305 000 $ dans AY Holdings. Le produit a été distribué par AY Holdings à la société qui s’en est servi pour rembourser les 305 000 $ d’un financement temporaire ayant servi à l’acquisition du placement dans Atlantica en 2018. Les actions d’Atlantica détenues par AY Holdings ont été données en garantie de la facilité de crédit garantie d’AAGES B.V. Une insuffisance de la garantie surviendrait si l’obligation nette, telle qu’elle est définie dans la convention, était équivalente ou dépassait 50 % de la valeur marchande des actions d’Atlantica, auquel cas les prêteurs auraient le droit de vendre des actions d’Atlantica afin d’éliminer l’insuffisance de la garantie. La facilité de crédit garantie de AAGES B.V. est remboursable à vue si Atlantica cesse d’être une société ouverte. APUC présente les actions privilégiées émises par AY Holdings comme une participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée (note 17).
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8.		Placements à long terme (suite) b)
			Placement dans AYES Canada Le 24 mai 2019, APUC et Atlantica ont formé Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. (« AYES Canada »), un véhicule servant à canaliser les occasions de co-investissement dans lequel Atlantica détient la majorité des droits de vote. Le premier placement a été dans Windletric Inc. (« Windlectric »). APUC et Atlantica ont investi respectivement 91 918 $ (123 603 $ CA) et 4 834 $ (6 500 $ CA) dans AYES Canada, qui à son tour a investi ces fonds dans Amherst Island Partnership (« AIP »), la société de portefeuille qui détient Windlectric. APUC contrôle toujours AIP et Windlectric et poursuit leur consolidation. Le placement de 96 752 $ (130 103 $ CA) d’AYES Canada dans AIP est présenté comme une participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (notes 16 et 17). La convention de s.e.n.c.r.l. liée à AIP confère des droits de liquidation et des priorités à chaque détenteur de capitaux propres qui ne correspondent pas au pourcentage de la participation sous-jacente. La tranche des bénéfices attribuable au porteur d’une participation ne donnant pas le contrôle est donc calculée à l’aide de la méthode de la LHVC. La société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle de néant (calculée selon la LHVC) et comptabilisé des distributions de 26 465 $ (34 373 $ CA) au cours de l’exercice. AYES Canada est considérée comme une EDDV en raison des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. Atlantica est considérée comme le principal bénéficiaire d’AYES Canada. En conséquence, le placement d’APUC dans AYES Canada est considéré comme un placement comptabilisé à la valeur de consolidation. La convention entre les actionnaires d’AYES Canada permet à APUC d’échanger à compter de mai 2020, sous réserve de certaines conditions, environ 3 500 000 actions d’AYES Canada contre des actions ordinaires d’Atlantica à raison de une pour une. Conformément au traitement privilégié pour les actions d’Atlantica, la société a choisi l’option de la juste valeur en vertu de l’ASC 825, Financial Instruments pour comptabiliser son placement dans AYES Canada, les variations de la juste valeur étant reflétées dans les états des résultats consolidés. Une approche fondée sur les flux de trésorerie actualisés (niveau 3), combinée au modèle d’évaluation fondé sur un arbre binomial, a été utilisée pour estimer la juste valeur du placement. Pour l’exercice considéré, APUC a comptabilisé des revenus de dividendes de 25 572 $ et une perte de juste valeur de 6 649 $ sur le placement dans AYES Canada. Au 31 décembre 2019, l’exposition maximale au risque de perte de la Société se chiffrait à 88 494 $, ce qui représente la juste valeur du placement.
		c)	San Antonio Water System Le 1er mai 2019, APUC a investi 17 000 $ par voie d’un emprunt garanti dans AWUSA VR Holding LLC (« AWUSA »), filiale en propriété exclusive détenue par Abengoa. Un montant additionnel de 5 000 $, majoré des intérêts, doit être payé à une date ultérieure, sous réserve de certaines conditions. L’emprunt est garanti par le placement d’AWUSA dans le projet de canalisation d’eau Vista Ridge (« Vista Ridge »). Vista Ridge est une canalisation d’eau de 140 milles reliant le comté de Burleson, au Texas, à San Antonio, au Texas. Comme APUC a le pouvoir de diriger les activités d’AWUSA et de tirer les avantages économiques qui en découlent, la société consolide AWUSA. La participation de 20 % d’AWUSA dans Vista Ridge est comptabilisée à la valeur de consolidation.

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8.		Placements à long terme (suite)
		c)	San Antonio Water System (suite)
			Le 30 décembre 2019, la société et un promoteur ont chacun contribué 1 500 $ CA au capital d’une nouvelle coentreprise qui a été créée dans le but de mettre en valeur des possibilités d’investissement dans des infrastructures. La société a vendu son placement dans AWUSA à la coentreprise en échange d’un prêt à recevoir de 30 293 $. Un billet de 13 293 $ à payer à AWUSA a été comptabilisé par la société au moment de la déconsolidation d’AWUSA. La société détient une option exerçable en tout temps visant l’acquisition de la participation résiduelle à prix fixe. La vente a été comptabilisée conformément à l’ASC 860, Transfers and Servicing, et aucun gain ni aucune perte n’ont été constatés. La coentreprise est considérée comme une EDDV, car les capitaux propres à risque ne sont pas suffisants pour financer ses activités sans recourir à du financement additionnel subordonné. Ni APUC ni le promoteur tiers ne sont considérés comme les principaux bénéficiaires étant donné que chaque partie détient 50 % des droits de vote et des intérêts financiers. En conséquence, le placement d’APUC dans la coentreprise est considéré comme un placement comptabilisé à la valeur de consolidation. La société a choisi l’option de la juste valeur en vertu de l’ASC 825, Financial Instruments, pour comptabiliser son placement, les changements à la juste valeur étant reflétés dans les états des résultats consolidés. Une approche fondée sur les flux de trésorerie actualisés (niveau 3) a été utilisée pour estimer la juste valeur du placement. Pour l’exercice considéré, APUC a comptabilisé des intérêts créditeurs de 6 007 $ et une perte de juste valeur de 6 007 $ sur son placement dans la coentreprise. Au 31 décembre 2019, l’exposition maximale au risque de perte de la Société se chiffrait à 27 072 $, soit la juste valeur du placement.
		d)	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation
			La société détient des participations ne donnant pas le contrôle dans diverses s.e.n.c.r.l. et coentreprises d’une valeur comptable totale de 83 770 $ (29 588 $ en 2018), y compris des placements dans des EDDV de 59 091 $ (9 581 $ en 2018). La société détient une participation de 75 % dans Red Lily I, une centrale éolienne en exploitation de 26,4 MW. APUC exerce une influence notable sur les politiques d’exploitation et de financement de la centrale éolienne Red Lily I. Comme l’investisseur minoritaire détient certains droits de participation, les décisions ayant une forte incidence sur le rendement économique de la centrale éolienne Red Lily I doivent être prises à l’unanimité. Par conséquent, la société comptabilise la s.e.n.c.r.l. à la valeur de consolidation. La société détient également une participation de 50 % dans un certain nombre de projets d’aménagement de centrales éoliennes et solaires et de projets d’aménagement d’infrastructures. La société détient une option visant l’acquisition de la participation restante de 50 % dans la plupart des projets d’aménagement contre un prix fixe. Parmi les projets d’aménagement, mentionnons AAGES, la plateforme de construction d’infrastructures internationale établie avec Abengoa en 2018; Sugar Creek, un projet d’aménagement d’une centrale éolienne de 202 MW dans le comté de Logan, en Illinois; Maverick, un projet éolien de 490 MW dans le comté de Concho, au Texas; Altavista, un projet d’énergie solaire de 80 MW dans le comté de Campbel , en Virginie, ainsi que deux projets éoliens d’environ 150 MW dans le sud-ouest du Missouri.

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8.		Placements à long terme (suite)
		d)	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite)
			Le 16 avril 2019, la société a fait l’acquisition de la participation résiduelle de 50 % dans Windlectric, laquelle est propriétaire d’une centrale éolienne de 75 MW (« centrale éolienne Amherst Island ») en Ontario, pour un montant de 6 362 $. Avant cette acquisition, la participation de 50 % d’APUC dans Windlectric était comptabilisée à la valeur de consolidation. Par suite de l’obtention du contrôle de l’installation, la transaction a été traitée comme une acquisition d’actifs. Le jour de la transaction, APUC a consolidé la juste valeur des immobilisations corporelles acquises de 311 175 $, un actif d’impôts reportés de 3 015 $, le fonds de roulement de 14 280 $ et des passifs de 1 600 $ au titre de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations reprises, et a décomptabilisé le prêt pour les projets d’aménagement entre les deux parties de 316 786 $ (note 8 e)). Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’APUC dans des s.e.n.c.r.l. et des coentreprises importantes :
				2019	2018
			Total de l’actif			833 791 $	360 372 $
			Total du passif	697 751	335 331
			Actif net	136 040	25 041
			Participation d’APUC dans les entités	63 624	18 042
			Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de
			la quote-part sous-jacente dans les actifs nets a)	18 487	11 048
			Valeur comptable des placements d’APUC dans les entités			82 111 $	29 090 $

			a) L’écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la quote-part sous-jacente dans les actifs nets est principalement lié aux intérêts capitalisés pendant que les projets sont en construction, à la juste valeur des garanties fournies par la société à l’égard des placements et aux coûts de transaction. À l’exception d’AAGES BV, les projets d’aménagement sont considérés comme des EDDV en raison du niveau de capitaux propres à risque et des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. La société a des facilités de prêt et de soutien au crédit confirmées avec certaines de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Au cours de la construction, la société est tenue de fournir des avances au comptant (note 8 e)) et du soutien au crédit aux montants nécessaires pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation. Au 31 décembre 2019, la société avait émis des lettres de crédit et des garanties d’obligations pour assurer la réalisation d’une possibilité d’aménagement, d’ententes d’approvisionnement en éoliennes ou en panneaux solaires, d’ententes d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, de contrats d’acquisition et de vente, de conventions d’interconnexion, de conventions d’achat d’énergie, d’ententes de crédits d’énergie renouvelable, de conventions d’apport de capital, d’ententes avec les propriétaires fonciers et de conventions de crédit-relais. La juste valeur du soutien fourni comptabilisé au 31 décembre 2019 se chiffrait à 9 493 $ (1 682 $ en 2018). La société n’est pas considérée comme le principal bénéficiaire de ces entités, les partenaires détenant un contrôle conjoint et toutes les décisions devant être prises à l’unanimité. Par conséquent, la société comptabilise sa participation dans ces EDDV à la valeur de consolidation.

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8.		Placements à long terme (suite)
		d)	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite)
			Le tableau suivant résume l’information combinée sur les EDDV d’APUC :
				2019	2018
			Exposition maximale d’APUC à l’égard des EDDV
			Valeur comptable				59 091 $	9 581 $
			Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir e)	35 000	101 417
			Engagements pour le compte des EDDV	1 364 871	120 669
						1 458 962 $	231 667 $

			La majorité des sommes engagées pour le compte d’EDDV dans le tableau précédent sont liées à des ententes d’approvisionnement en éoliennes et en panneaux solaires ainsi qu’à des ententes d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction.
		e)	Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir des entités émettrices
			La société a des facilités de prêt et de soutien au crédit confirmées avec certaines de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Au cours de la construction, la société est tenue de fournir des avances au comptant et du soutien au crédit (au moyen de lettres de crédit, d’encaisse entiercée, de garanties ou d’indemnités) aux montants nécessaires pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Les prêts portent intérêt à un taux annuel moyen pondéré de 7,66 % (9,90 % en 2018) sur l’encours du capital et viennent généralement à échéance à la date de début de l’exploitation commerciale.

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9.			Dette à long terme
		La dette à long terme comprend ce qui suit :
				Taux d’intérêt
				nominal
				moyen		Valeur
			Type d’emprunt	pondéré	Échéance	nominale	2019	2018
		Facilités de crédit
		renouvelables non
		garanties de premier
		rang a)							—	2023-2024	s. o.	141 577 $	97 000 $
		Facilités de crédit
		bancaire non garanties
		de premier rang b)							—	2020	s. o.	75 000	321 807
		Papier commercial c)							—	2020	s. o.	218 000	6 000
		Emprunts en dollars
		américains
		Effets non garantis de
		premier rang			4,09 % 2020-2047 1 225 000 $			1 219 579	1 218 680
		Effets non garantis de
		premier rang relatifs aux
		services publics			6,00 % 2020-2035 217 000 $			233 686	240 161
		Obligations garanties de
		premier rang relatives
		aux services publics			4,75 % 2020-2044 662 500 $			672 337	676 697
		Emprunts en dollars
		canadiens
		Effets non garantis de
		premier rang d)			4,48 % 2021-2029 950 669 $ CA 728 679				474 764
		Effets garantis de premier
		rang relatifs
		aux projets			10,22 % 2020-2027		28 503 $ CA	21 961	22 915
											3 310 819 $ 3 058 024 $
		Emprunts subordonnés en
		dollars américains
		Effets non garantis
		subordonnés e)			6,50 % 2078-2079 637 500 $			621 049	278 771
											3 931 868 $ 3 336 795 $
		Moins la tranche échéant à
		moins d’un an					(225 013)	(13 048)
											3 706 855 $ 3 323 747 $

		Des obligations à court terme de 377 015 $ qui devraient être refinancées au moyen des facilités de crédit à long terme sont présentées à titre de dette à long terme. Un emprunt à long terme effectué par une filiale (effets relatifs à un projet ou obligations relatives à un service public) pour une centrale en exploitation particulière est généralement garanti par la centrale concernée sans autre recours envers la société. Les emprunts à long terme effectués par les filiales, garantis ou non, sont habituel ement assortis de clauses restrictives de nature financière qui doivent être respectées chaque trimestre. Le non-respect de ces clauses pourrait restreindre le montant des distributions ou dividendes en espèces versés à la société par les centrales concernées.

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9.		Dette à long terme (suite)
		Activités de financement récentes : a)
			Facilités de crédit renouvelables non garanties de premier rang
			Le 24 octobre 2019, la société a conclu une nouvel e facilité de crédit bilatérale non confirmée de 75 000 $. La facilité arrive à échéance le 24 octobre 2020. Le 12 juil et 2019, la société a conclu une nouvel e facilité de crédit bancaire renouvelable non garantie de premier rang de 500 000 $ qui vient à échéance le 12 juil et 2024. Le taux d’intérêt correspond au taux des acceptations bancaires ou au LIBOR, majoré d’une marge. La facilité de crédit existante de 165 000 $ CA a été résiliée. Le 23 février 2018, le groupe Services à tarifs réglementés a augmenté les montants confirmés de sa facilité de crédit pour les faire passer à 500 000 $ et a repoussé l’échéance au 23 février 2023. Parallèlement à cette modification, le groupe Services à tarifs réglementés a résilié la facilité de crédit d’Empire. La facilité de crédit du groupe Services à tarifs réglementés sera dorénavant utilisée comme filet de sécurité pour le programme de papier commercial d’Empire et comme source de trésorerie pour Empire. En 2018, le groupe Énergies renouvelables a repoussé l’échéance de sa facilité de crédit bancaire renouvelable non garantie de premier rang, la faisant passer du 6 octobre 2022 au 6 octobre 2023. Le 16 février 2018, le groupe Énergies renouvelables a augmenté la disponibilité de fonds au titre de sa facilité de lettres de crédit renouvelable, la faisant passer à 200 000 $ et en a reporté l’échéance au 31 janvier 2021. Par suite de la fin de l’exercice, le 24 février 2020, le groupe Énergies renouvelables a augmenté le montant sur sa facilité de lettres de crédit non confirmée pour la faire passer à 350 000 $ et en a prolongé l’échéance jusqu’au 30 juin 2021.
		b)	Facilités de crédit bancaire non garanties de premier rang
			Le 27 juin 2019, le groupe Services à tarifs réglementés a prolongé l’échéance de son emprunt à terme de 135 000 $ jusqu’au 6 juil et 2020. Au cours de l’exercice, la société a remboursé 60 000 $ de la facilité. Le 7 mars 2018, la société a prélevé 600 000 $ sur une nouvel e facilité de crédit à terme. Le solde a été remboursé en 2018, hormis une tranche résiduel e de 186 807 $ qui a été remboursée le 23 mai 2019.
		c)	Papier commercial
			Le 1er juillet 2019, le groupe Services à tarifs réglementés a mis sur pied un nouveau programme de papier commercial de 500 000 $. Les montants empruntés en tout temps aux termes de ce programme peuvent avoir des échéances d’au plus 270 jours à compter de la date d’émission et devraient être remplacés par de nouveaux effets de commerce à leur échéance. Ce programme est soutenu par la facilité de crédit bancaire du groupe Services à tarifs réglementés.

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9.		Dette à long terme (suite)
		d)	Effets non garantis de premier rang en dol ars canadiens
			Après la fin de l’exercice, le 14 février 2020, le groupe Services à tarifs réglementés a émis des débentures non garanties de premier rang pour un montant de 200 000 $ CA portant intérêt au taux de 3,315 % et venant à échéance le 14 février 2050. Les débentures peuvent être rachetées au gré de la société en tout temps à un prix prédéterminé. Le 29 janvier 2019, le groupe Énergies renouvelables a émis des effets non garantis de premier rang d’un capital de 300 000 $ CA portant intérêt à un taux de 4,60 % et venant à échéance le 29 janvier 2029. Les effets ont été vendus au prix de 99,952 $ CA par tranche de 100,00 $ CA de capital. Parallèlement au financement, le groupe Énergies renouvelables a remboursé et réglé un swap de taux d’intérêt différé à l’égard d’une obligation d’un montant notionnel de 135 000 $ CA (note 24 b) i )). Le 25 juillet 2018, la société a effectué le remboursement, à l’échéance, d’un effet non garanti de 135 000 $ CA.
		e)	Effets non garantis subordonnés
			Le 23 mai 2019, la société a émis des effets subordonnés non garantis à taux fixe-variable de 6,20 % d’un capital de 350 000 $ (« effets subordonnés ») venant à échéance le 1er juil et 2079. Parallèlement à ce placement, la société a conclu un swap de devises pour convertir en dol ars canadiens le coupon et les remboursements de capital du placement libellés en dollars américains. À compter du 1er juillet 2024, et chaque trimestre au cours duquel les effets subordonnés seront en circulation par la suite (« date de l’ajustement du taux d’intérêt ») jusqu’au 1er juil et 2029, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 4,01 %, payable à terme échu. En septembre 2019, la société a conclu un swap de taux d’intérêt différé afin de convertir son taux d’intérêt variable en un taux d’intérêt fixe pour la période du 1er juil et 2024 au 1er juillet 2029 (note 24 b) i )). À compter du 1er juil et 2029, et chaque date d’ajustement du taux d’intérêt jusqu’au 1er juil et 2049, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 4,26 %, payable à terme échu. À compter du 1er juil et 2049, et chaque date d’ajustement du taux d’intérêt jusqu’au 1er juillet 2079, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 5,01 %, payable à terme échu. La société peut, à son gré, décider de reporter les intérêts à payer sur les effets subordonnés à une ou plusieurs reprises jusqu’à cinq années consécutives. Les intérêts ainsi reportés s’accumuleront, composés à chaque date de paiement d’intérêt subséquente, jusqu’au paiement final. En outre, à compter du 1er juil et 2024, la société peut, à son gré, racheter les effets subordonnés, à un prix de rachat équivalant à 100 % du capital, majoré des intérêts courus et impayés. Le 17 octobre 2018, la société a émis des effets subordonnés non garantis à taux fixe-variable de 6,875 % d’un capital de 287 500 $ (« effets subordonnés ») et venant à échéance le 17 octobre 2078. À compter du 17 octobre 2023, et chaque trimestre au cours duquel les effets subordonnés sont en circulation par la suite (« date d’ajustement du taux d’intérêt ») jusqu’au 17 octobre 2028, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 3,677 %, payable à terme échu. À compter du 17 octobre 2028, puis à toutes les dates d’ajustement du taux d’intérêt jusqu’au 17 octobre 2043, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 3,927 %, payable à terme échu. À compter du 17 octobre 2043, puis à toutes les dates d’ajustement du taux d’intérêt jusqu’au 17 octobre 2078, le taux d’intérêt des effets subordonnés sera ajusté à un taux correspondant au LIBOR à trois mois majoré de 4,677 %, payable à terme échu.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
9.		Dette à long terme (suite)
		e)	Effets non garantis subordonnés (suite)
			La société peut, à son gré, décider de reporter les intérêts à payer sur les effets subordonnés à une ou plusieurs reprises jusqu’à cinq années consécutives. Les intérêts ainsi reportés s’accumuleront, composés à chaque date de paiement d’intérêt subséquente, jusqu’au paiement final. En outre, à compter du 17 octobre 2023, la société peut, à son gré, racheter les effets subordonnés, à un prix de rachat équivalant à 100 % du capital, majoré des intérêts courus et impayés.
		Au 31 décembre 2019, les intérêts à payer par la société s’élevaient à 44 229 $ (33 822 $ en 2018). En 2019, les intérêts débiteurs sur la dette à long terme, déduction faite des intérêts capitalisés, s’établissaient à 175 664 $ (146 310 $ en 2018). Les remboursements de capital exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite sont les suivants :
		2020		2021	2022	2023	2024	Par la suite	Total
		602 028 $								117 513 $	351 227 $	97 478 $	215 743 $	2 547 916 $ 3 931 905 $
10.			Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite La société offre des régimes de retraite à cotisations déterminées à la quasi-totalité de ses salariés. Les cotisations de la société pour 2019 se sont élevées à 8 798 $ (8 446 $ en 2018). Dans le cadre d’acquisitions de services publics, la société prend en charge des régimes de retraite à prestations déterminées, des régimes de retraite complémentaire des dirigeants et d’avantages complémentaires de retraite pour les salariés admissibles des entreprises acquises. Les régimes pris en charge pour les services publics d’électricité et de gaz sont tous des régimes de retraite à prestations déterminées non contributifs qui couvrent presque tous les salariés des entreprises acquises. Les avantages varient selon le nombre d’années de service du salarié et son salaire. La société offre aussi un régime à prestations déterminées à solde de caisse qui couvre la quasi-totalité de ses nouveaux employés et de ses employés actuels à ses sociétés de services publics d’eau. En vertu de ce régime, les salariés sont crédités d’un pourcentage de leur salaire de base majoré d’un crédit de taux d’intérêt prescrit. Les avantages complémentaires de retraite se composent d’une assurance médicale et d’une assurance-vie offertes aux retraités admissibles. L’admissibilité dépend de l’ge et de la durée de service et, dans la plupart des cas, les retraités doivent acquitter une partie du coût des assurances.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) a)
			Obligation nette au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite Le tableau suivant présente les obligations au titre des prestations projetées, la juste valeur des actifs liés aux régimes de retraite et la situation de capitalisation des régimes de la société au 31 décembre des exercices indiqués :
				Régimes	Avantages complémentaires
				de retraite		de retraite
							2019	2018	2019				2018
			Variation de l’obligation au titre
			des prestations projetée
			Obligation au titre des prestations
			projetée au début de l’exercice				484 707 $	531 694 $	168 325 $				176 975 $
			Obligation projetée prise en
			charge à la suite de
			regroupements d’entreprises				20 196			—	11 646	—
			Modifications apportées aux
			régimes				(7 705)			—	—	—
			Coût des services rendus				12 351	15 481	4 587				5 791
			Coût financier				20 222	19 077	7 575				6 727
			(Gain actuariel) perte actuarielle				65 443	(29 986)	33 605				(14 800)
			Cotisations des retraités	—						—	1 913				1 878
			Gain à la réduction de régimes	—				(1 875)	—	—
			Régime « Medicare Part D »	—						—	414	42
			Prestations payées				(30 244)	(49 684)	(8 848)				(8 288)
			Obligation au titre des prestations
			projetée à la fin de l’exercice				564 970 $	484 707 $	219 217 $				168 325 $
			Variation des actifs des régimes
			Juste valeur des actifs des
			régimes au début
			de l’exercice				339 099	403 945	115 542				130 487
			Actifs des régimes acquis dans le
			cadre d’un regroupement
			d’entreprises	8 004						—	15 688	—
			Rendement réel des actifs
			des régimes				68 025	(36 987)	25 464				(10 603)
			Cotisations de l’employeur				22 190	21 825	8 628				2 026
			Subventions à recevoir au titre du
			régime « Medicare Part D »	—						—	414	42
			Prestations payées				(30 244)	(49 684)	(6 863)				(6 410)
			Juste valeur des actifs des
			régimes à la fin de l’exercice				407 074 $	339 099 $	158 873 $				115 542 $
			Situation non capitalisée									(157 896) $	(145 608) $	(60 344) $			(52 783) $
			Les montants constatés aux bilans
			consolidés sont composés de
			ce qui suit :
												Actif à court terme (note 11)	—					—	8 437	3 161
												Passif à court terme	(1 415)	(873)	(1 168)	(850)
												Passif à long terme	(156 481)	(144 735)	(67 613)			(55 094)
			Montant net comptabilisé									(157 896) $	(145 608) $	(60 344) $			(52 783) $


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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite)
		a)	Obligation nette au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite)
			L’obligation au titre des prestations accumulées des régimes de retraite s’élevait respectivement à 526 517 $ et 439 458 $ aux 31 décembre 2019 et 2018. Information relative aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite pour
			lesquels l’obligation au titre des prestations accumulées est supérieure aux actifs des régimes :
					Avantages complémentaires de
				Régimes de retraite		retraite
				2019			2018	2019	2018
			Obligation au titre des
			prestations accumulées	504 403 $			439 458 $	202 422 $	163 375 $
			Juste valeur des actifs des
			régimes	407 074 $			339 099 $	133 711 $	107 430 $
			Information relative aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite pour
			lesquels l’obligation au titre des prestations projetée est supérieure aux actifs du régime :
					Avantages complémentaires de
				Régimes de retraite		retraite
				2019			2018	2019	2018
			Obligation au titre des
			prestations projetée	564 971 $			476 791 $	202 422 $	163 375 $
			Juste valeur des actifs des
			régimes	407 074 $			339 099 $	133 711 $	107 430 $
			En 2019, la société a fusionné le régime de retraite d’Empire avec le régime à solde de caisse et les régimes de retraite à prestations déterminées de la société, et modifié les prestations de certains participants d’Empire. L’incidence totale de ces modifications aux régimes s’est traduite par une diminution de l’obligation au titre des prestations projetée de 7 798 $ qui a été comptabilisée en tant que crédit pour services passés dans les AERE. En 2018, la société a définitivement mis fin à la possibilité de cumuler davantage de droits à prestations dans le régime de retraite actuel de Park Water. Après cette date, les employés ont commencé à cumuler des droits à prestations en vertu du régime à solde de caisse de la société. Les modifications aux régimes ont entraîné une diminution de l’obligation au titre des prestations projetée de 1 875 $ qui a été comptabilisée en tant que crédit pour services passés dans les AERE.

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10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) b)
			Variation actuariel e de l’obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite.
			Variation du cumul
			des AERE	Régimes	Avantages complémentaires
			(avant impôts)	de retraite		de retraite
							Pertes actuariel es	Gains pour	Pertes actuariel es				Gains pour
							(gains actuariels)	services passés	(gains actuariels)				services passés
			Solde au
			1er janvier 2018							25 128 $	(4 995) $	(3 182) $						(470) $
			Ajouts au cumul
												des AERE	34 916	(1 875)	3 254	—
			Amortissement
												de la période
												considérée	(1 074)			649	272	262
			Perte sur les
												règlements au
												titre des régimes	(2 547) $			— $	— $	— $
			Reclassement à
												des comptes
												réglementaires
												(note 7 b))	(22 166)			—	(14 232)	—
			Solde au
			31 décembre 2018							34 257 $	(6 221) $	(13 888) $						(208) $
			Cumul des AERE
												liés à une
												acquisition
												d’entreprise	—						(285)	—	—
			Ajouts au cumul
												des AERE	17 905	(7 705)	14 871	—
			Amortissement
												de la période
												considérée	(3 530)			784	409	208
			Reclassement à
												des comptes
												réglementaires
												(note 7 b))	(10 122)	7 247	(10 538)	—
			Solde au
			31 décembre 2019							38 510 $	(6 180) $	(9 146) $	— $
			Les variations annuel es dans le cumul des AERE au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite d’Empire et de St. Lawrence Gas sont également reclassées dans des comptes réglementaires étant donné qu’il est probable que l’on permette le recouvrement à même les tarifs du montant non capitalisé de ces régimes (note 7 b)).

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10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) c)
			Hypothèses
			Le tableau ci-après présente les hypothèses moyennes pondérées qui ont été utilisées pour établir les obligations nettes au titre des prestations pour les exercices 2019 et 2018 :
				Prestations	Avantages complémentaires
				de retraite		de retraite
				2019			2018		2019		2018
			Taux d’actualisation	3,19 %				4,19 %	3,29 %	4,26 %
			Taux d’intérêt crédités (au titre des
			régimes à solde de caisse)	4,48 %				4,43 %	s. o.	s. o.
			Taux de croissance de la
			rémunération	4,00 %				4,00 %	s. o.				s. o.
			Taux tendanciel du coût des soins
			de santé
			Avant 65 ans									6,125 %	6,25 %
			65 ans et plus									6,125 %	6,25 %
			Taux ultime de croissance des
										frais médicaux				4,75 %	4,75 %
			Exercice au cours duquel le taux
										ultime est atteint				2031	2031
			Les hypothèses relatives aux taux de mortalité au 31 décembre 2019 ont été révisées selon la table de mortalité Pri-2012 et l’échel e d’amélioration de la mortalité MP-2019 projetée sur une base générationnel e, ajustée pour tenir compte des taux ultimes d’amélioration de la mortalité conformément aux hypothèses de taux intermédiaires de 2019 de la Social Security Administration. Pour déterminer le taux d’actualisation hypothétique, la société utilise un processus de modélisation dans le cadre duquel el e sélectionne un portefeuille de titres d’emprunt de sociétés de qualité supérieure (AA- ou supérieure) dont les flux de trésorerie (coupons ou échéances) correspondent aux paiements prévus des prestations futures en ce qui a trait au calendrier et aux montants. La société tient compte des résultats de ce processus de modélisation et de taux globaux de rendement d’obligations de sociétés de qualité supérieure et des variations de ces taux au fil du temps pour déterminer le taux d’actualisation hypothétique. Les hypothèses sur les taux de rendement sont fondées sur les rendements projetés à long terme du marché pour les différentes catégories d’actifs dans lesquels les régimes investissent, pondérées en fonction de la répartition cible des actifs.

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10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite)
		c)	Hypothèses (suite) Le tableau ci-après présente les hypothèses moyennes pondérées qui ont été utilisées pour établir
			le coût net des prestations pour les exercices 2019 et 2018 :
				Prestations	Avantages complémentaires
				de retraite		de retraite
				2019				2018			2019		2018
			Taux d’actualisation	4,19 %			3,57 %	4,25 %	3,60 %
			Rendement prévu des actifs	6,87 %			7,13 %	6,51 %	6,52 %
			Taux de croissance de la
			rémunération	4,00 %			3,00 %	s. o.			s. o.
			Taux tendanciel du coût des soins de
			santé
			Avant 65 ans										6,25 %	6,25 %
			65 ans et plus										6,25 %	6,25 %
			Taux ultime de croissance prévu
											des frais médicaux				4,75 %	4,75 %
			Exercice au cours duquel le taux
											ultime est atteint				2031		2024
		d)	Coûts des prestations Le tableau ci-après présente les éléments qui composent le coût net des prestations au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite. Le coût des services rendus est comptabilisé dans les charges d’exploitation et les coûts non liés aux services, dans les autres pertes nettes, dans les états des résultats consolidés. Les coûts au titre des avantages du personnel liés aux entreprises acquises sont comptabilisés dans les états des résultats consolidés à partir de la date d’acquisition.
										Régimes	Avantages complémentaires
										de retraite	de retraite
												2019	2018	2019				2018
			Coût des services
			rendus											12 351 $	15 481 $	4 587 $				5 791 $
			Coûts non liés au
			service
			Coût financier									20 222	19 077	7 575					6 727
			Rendement prévu des
											actifs des régimes	(20 485)	(27 820)	(6 725)					(7 451)
			Amortissement de la
											perte actuariel e
											(du gain actuariel),
											montant net	3 530	1 074	(409)	(272)
			Amortissement des
											crédits pour
											services passés	(784)	(649)	(208)	(262)
			Amortissement des
											actifs et des
											passifs
											réglementaires	12 082	10 584	2 534					3 982
														14 565 $	2 266 $	2 767 $				2 724 $
			Coût des prestations,
			montant net											26 916 $	17 747 $	7 354 $				8 515 $

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10.		Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) e)
			Actifs des régimes La stratégie de placement de la société en ce qui concerne les actifs des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite consiste à maintenir un portefeuille d’actifs diversifiés. L’objectif principal vise à respecter ses obligations financières à long terme à leur échéance. La répartition cible des actifs de la société se présente comme suit :
				Catégorie d’actifs	Cible (%)	Fourchette (%)
			Actions			68 %	50 % - 78 %
			Titres de créance			32 %	22 % - 50 %
								100 %
			La juste valeur des placements au 31 décembre 2019 par catégorie d’actifs se présentait
			comme suit :
				Catégorie d’actifs	Niveau 1		Pourcentage
			Actions		414 985 $		73 %
			Titres de créance		141 229	25 %
			Autres					9 732	2 %
					565 946 $		100 %
			Au 31 décembre 2019, les fonds ne détenaient pas de placements importants dans APUC.
		f)	Flux de trésorerie La société s’attend à verser une cotisation de 24 140 $ à ses régimes de retraite et de 5 736 $ à ses régimes d’avantages complémentaires de retraite en 2020. Le tableau ci-après présente les paiements de prestations que la société envisage d’effectuer au
			cours des dix prochains exercices :
				2020					2021	2022	2023		2024 2025-2029
			Régimes de retraite 34 461 $ 34 385 $ 35 383 $ 36 897 $ 37 848 $ 192 648 $ Avantages
			complémentaires
			de retraite								7 469	7 867	8 379	8 903	9 361	52 864
11.			Autres actifs Les autres actifs se composaient des éléments suivants :
								2019	2018
		Trésorerie soumise à restrictions						24 787 $	18 954 $
		Actif des régimes d’avantages complémentaires de retraite (note 10 a))						8 437	3 161
		Paiement anticipé lié à Atlantica (note 8 a))						8 844	—
		Dépôts à long terme						6 319	1 207
		Impôts sur les bénéfices à recouvrer						4 416	1 961
		Frais de financement reportés						5 477	4 449
		Autres						8 192	4 967
								66 472 $	34 699 $
		Moins la tranche échéant à moins d’un an						(7 764)	(6 115)
								58 708 $	28 584 $

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12.			Autres obligations à long terme Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :
			2019	2018
		Avances sous forme d’aide à la construction a)			60 828 $	63 703 $
		Obligation liée à la remédiation environnementale b)	58 061	55 621
		Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations c)	53 879	43 291
		Acomptes de clients d)	31 946	29 974
		Crédits d’impôt à l’investissement non amortis e)	18 234	17 491
		Crédits reportés f)	18 952	42 711
		Actions privilégiées de série C g)	13 793	13 418
		Obligations locatives (note 1 q))	9 695	3 436
		Autres h)	35 952	28 360
					301 340 $	298 005 $
		Moins la tranche échéant à moins d’un an	(57 939)	(42 337)
					243 401 $	255 668 $
		a)			Avances sous forme d’aide à la construction Les services publics à tarifs réglementés de la société ont conclu diverses ententes avec des sociétés de promotion immobilière (les « promoteurs ») qui exercent leurs activités sur ses territoires, en vertu desquel es les promoteurs accordent des avances à la société afin de l’aider à financer en totalité ou en partie les coûts de l’aménagement. Dans bon nombre de cas, les avances des promoteurs doivent être remboursées, mais ne portent pas intérêt. Le remboursement des avances des promoteurs est effectué sur des périodes variant généralement de 5 à 40 ans. En règle générale, les avances qui n’ont pas été remboursées dans les délais prescrits n’ont pas à être remboursées. À l’échéance du délai prescrit, tout solde impayé est transféré aux apports sous forme d’aide à la construction et comptabilisé en tant que montant compensatoire dans le coût des immobilisations corporelles. En 2019, un montant de 5 465 $ (3 687 $ en 2018) a été transféré des avances sous forme d’aide à la construction aux apports sous forme d’aide à la construction.
		b)			Obligation liée à la remédiation environnementale Des services publics à tarifs réglementés de la société ont été désignés en tant que parties potentiel ement responsables de la remédiation de plusieurs sites où des déchets dangereux ont prétendument été déversés par suite des activités antérieures d’usines de gaz et d’installations connexes. La société procède actuel ement à un examen et à la remédiation, au besoin, des sites de ces usines de gaz et installations connexes conformément à des plans soumis aux agences en autorité pour chacun de ces sites. La société estime que le coût résiduel non indexé et non actualisé de ces activités de remédiation environnementale se rapportant aux sites de ces usines de gaz s’établira à 58 484 $ (59 181 $ en 2018), ce qui, à des taux d’actualisation variant de 1,7 % à 2,1 %, correspondait au montant à payer de 58 061 $ inscrit au 31 décembre 2019 (55 621 $ en 2018). Une tranche d’environ 36 382 $ devrait être courue au cours des quatre prochaines années, le solde du montant à payer devant être engagé au cours des 31 années suivantes.

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12.		Autres obligations à long terme (suite)
		b)	Obligation liée à la remédiation environnementale (suite) Les variations de l’obligation d’assainissement de l’environnement se présentaient comme suit :
				2019	2018
			Solde d’ouverture		55 621 $	54 322 $
			Activités de remédiation	(1 678)	(2 163)
			Désactualisation	1 065	1 479
			Variation des estimations des flux de trésorerie	981	4 051
			Révision des hypothèses	2 072	(2 068)
			Solde de clôture		58 061 $	55 621 $
			Par voie d’ordonnances tarifaires, l’organisme de réglementation a autorisé le recouvrement des dépenses réel es pour l’examen et la remédiation des sites sur une période de sept ans et, par conséquent, au 31 décembre 2019, la société avait comptabilisé un actif réglementaire de 82 300 $ (82 295 $ en 2018) à l’égard des sites des usines de gaz et instal ations connexes (note 7 a)).
		c)	Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
			Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations ont principalement trait aux exigences juridiques liées : i) à l’enlèvement des instal ations éoliennes à l’échéance des baux fonciers; i ) au débranchement du réseau de distribution, à la purge (retrait des contaminants du gaz naturel et des biphényles polychlorés (« BPC »)) et à la fermeture des conduites principales dans le réseau de distribution et de transport de gaz naturel lorsque les conduites principales sont retirées sur place, ou à l’élimination de sections de conduites principales lors de leur retrait du réseau pipelinier; ii ) au nettoyage et à l’enlèvement des réservoirs contenant de l’huile usée et d’autres contaminants; iv) à l’enlèvement de certains ouvrages et équipements de prise d’eau; v) à l’élimination des résidus découlant de la combustion du charbon et des BPC; et vi) à l’enlèvement de l’amiante lors des travaux importants de rénovation ou de démolition de structures et d’installations. Les variations des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations se présentaient
			comme suit :
				2019	2018
			Solde d’ouverture		43 291 $	44 166 $
			Obligation prise en charge à la suite d’acquisitions d’entreprises
			et de projets de construction	3 226	225
			Activités de mise hors service	(443)	(5 130)
			Désactualisation	2 148	1 974
			Variation des estimations des flux de trésorerie	5 657	2 056
			Solde de clôture		53 879 $	43 291 $
			Étant donné qu’il est prévu que le coût de la mise hors service des actifs de services publics, de la désactualisation de l’obligation et de la dotation aux amortissements soit recouvré à même les tarifs, un actif réglementaire correspondant est comptabilisé (note 7 j)).

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12.		Autres obligations à long terme (suite)
		d)	Acomptes de clients
			Les acomptes de clients découlent de l’obligation, imposée par les organismes de réglementation des États régissant chaque installation de la société, de percevoir un acompte auprès des clients, dans certaines circonstances, lorsque ceux-ci sont raccordés aux services. Les acomptes sont remboursables conformément aux ententes réglementaires visant une instal ation.
		e)	Crédits d’impôt à l’investissement non amortis
			Les crédits d’impôt à l’investissement non amortis ont été repris dans le cadre de l’acquisition d’Empire. Les crédits d’impôt à l’investissement ont trait à un investissement fait dans une centrale. Les crédits sont amortis sur la durée de vie de la centrale.
		f)	Crédits reportés Au cours de l’exercice, la société a réglé une contrepartie éventuel e de 29 100 $ liée à son placement dans Atlantica (note 8 a)) et comptabilisé une contrepartie éventuel e de 5 000 $ en lien avec son placement dans San Antonio Water System (note 8 c)).
		g)	Actions privilégiées de série C APUC a émis 100 actions privilégiées de série C rachetables qui sont en circulation. Parmi les actions privilégiées de série C, trente-six sont détenues par des parties liées sous le contrôle de certains membres de la haute direction de la société. Les actions privilégiées sont obligatoirement rachetables en 2031 à raison de 53 400 $ CA par action et sont assorties d’un dividende en espèces cumulatif contractuel qui est versé trimestriel ement jusqu’à la date de rachat en fonction d’un calendrier indexé sur l’indice des prix à la consommation pendant la durée de validité des actions. Les actions privilégiées de série C sont convertibles en actions ordinaires au gré du porteur et de la société en tout temps après le 20 mai 2031 et avant le 19 juin 2031, au prix de conversion de 53 400 $ CA par action. Étant donné que ces actions sont obligatoirement rachetables au comptant, el es sont classées comme des passifs dans les états financiers consolidés. Les actions privilégiées de série C sont comptabilisées selon la méthode du taux d’intérêt effectif, ce qui entraîne des intérêts débiteurs au titre de la désactualisation sur la durée d’émission des actions. Les versements de dividendes sont comptabilisés en réduction de la valeur comptable des actions privilégiées de série C. Les versements de dividendes estimatifs exigibles au cours des cinq prochains exercices ainsi que les versements de dividendes et les paiements au titre du rachat par la suite sont les suivants : 2020
					1 035 $
			2021		1 050
			2022		1 070
			2023		1 243
			2024		1 454
			Par la suite jusqu’en 2031		9 439
			Montant du rachat		4 111
					19 402 $
			Moins les montants correspondant aux intérêts	(5 609)
					13 793 $
			Moins la tranche échéant à moins d’un an	(1 035)
					12 758 $


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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
12.		Autres obligations à long terme (suite) h)
			Autres
			Débentures convertibles Au 31 décembre 2019, la valeur comptable des débentures convertibles était de 342 $ (470 $ en 2018). Les débentures convertibles viendront à échéance le 31 mars 2026 et portent intérêt à un taux annuel de 0 % par tranche de 1 000 $ CA du capital des débentures convertibles. Les débentures peuvent être converties en un nombre maximal de 44 130 actions ordinaires, au prix de 10,60 $ CA par action. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2019, un montant de 148 $ (447 $ en 2018) du capital avait été converti en 19 429 actions ordinaires (56 926 en 2018) de la société (note 13).
13.			Capitaux propres a)
			Actions ordinaires Nombre d’actions ordinaires
					2019	2018
			Actions ordinaires au début de l’exercice		488 851 433	431 765 935
			Appel public à l’épargne a) i) et a) i )		28 009 341	50 041 624
			Régime de réinvestissement des dividendes a) ii )		6 068 465	5 880 843
			Exercice des attributions à base d’actions c)		1 274 655	1 106 105
			Conversion de débentures convertibles (note 12 h))		19 429	56 926
			Actions ordinaires à la fin de l’exercice		524 223 323	488 851 433
			Capital autorisé APUC est autorisée à émettre un nombre il imité d’actions ordinaires. Les porteurs des actions ordinaires ont le droit de recevoir des dividendes, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil d’administration (le « conseil »), d’exprimer une voix par action ordinaire détenue aux assemblées et, à la liquidation ou à la dissolution d’APUC, de recevoir leur quote-part des biens et actifs restants d’APUC, et ce, sous réserve des droits rattachés à toutes les autres actions ayant priorité de rang sur les actions ordinaires. Le régime de droits des actionnaires (le « régime de droits ») de la société expire en 2022. En vertu du régime de droits, un droit est émis et rattaché à chaque action émise de la société. Les droits demeurent rattachés aux actions et ne peuvent être exercés ou séparés à moins qu’au moins un des événements précisés ne se produise. Si une personne ou un groupe de personnes agissant de concert procède à l’acquisition de 20 % ou plus des actions en circulation (sous réserve de certaines exceptions) de la société, les droits permettront aux porteurs de ces actions (à l’exception de la personne ou du groupe procédant à l’acquisition) d’acheter des actions à un escompte de 50 % par rapport au cours du marché. Les droits conférés aux termes du régime de droits ne peuvent être déclenchés par aucune personne faisant une « offre permise », selon le régime de droits.
		i)		Appel public à l’épargne En octobre 2019, APUC a émis 26 252 542 actions ordinaires, à 13,50 $ l’action, aux termes d’un appel public à l’épargne, pour un produit de 354 409 $, compte non tenu des frais d’émission de 14 418 $. Le 20 décembre 2018, APUC a émis 12 536 350 actions ordinaires, à 10,09 $ (13,76 $ CA) l’action, aux termes d’un appel public à l’épargne, pour un produit de 126 485 $ (172 500 $ CA), compte non tenu des frais d’émission de 366 $ (492 $ CA).
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13.		Capitaux propres (suite)
		a)	Actions ordinaires (suite)
		i)	Appel public à l’épargne (suite) Le 24 avril 2018, APUC a émis 37 505 274 actions ordinaires, à un prix de 9,23 $ (11,85 $ CA) l’action, aux termes d’un appel public à l’épargne, pour un produit brut de 346 458 $ (444 437 $ CA), compte non tenu des frais d’émission de 590 $ (765 $ CA).
		i )		Programme de placement au cours du marché Le 28 février 2019, APUC a mis en place un programme de placement au cours du marché qui lui permet d’émettre de temps à autre à l’intention du public des actions ordinaires jusqu’à hauteur de 250 000 $ sur le capital autorisé, à sa discrétion, au prix du marché en vigueur lors de leur émission à la TSX, à la NYSE ou sur tout autre marché existant pour la négociation d’actions ordinaires au Canada ou aux États-Unis. Au cours de l’exercice, la société a émis 1 756 799 actions ordinaires en vertu du programme de placement au cours du marché à un prix moyen de 12,54 $ par action ordinaire, pour un produit brut de 22 034 $ (21 704 $ déduction faite des commissions). D’autres frais connexes, principalement liés à la création du programme de placement au cours du marché, ont totalisé 2 122 $.
		i i)		Régime de réinvestissement des dividendes La société offre un régime de réinvestissement des dividendes aux actionnaires ordinaires, en vertu duquel ceux-ci peuvent réinvestir leurs dividendes dans l’objectif d’acheter des actions ordinaires. Les actions ordinaires supplémentaires achetées au moyen du réinvestissement des dividendes en espèces sont achetées sur le marché libre ou sont émises par APUC à un escompte pouvant atteindre 5 % par rapport au cours moyen sur le marché, le tout tel qu’il est déterminé de temps à autre par la société. Après la clôture de l’exercice, APUC a émis 1 244 696 actions ordinaires supplémentaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes.
		b)	Actions privilégiées APUC est autorisée à émettre un nombre il imité d’actions privilégiées, pouvant être émises en une ou plusieurs séries, assorties des conditions approuvées par le conseil d’administration. Le tableau suivant présente les actions privilégiées de série A et de série D émises et en circulation de la société aux 31 décembre 2019 et 2018 :
							Valeur
				Nombre	Prix de		comptable	Valeur
			Actions privilégiées	d’actions	l’action		en $ CA	comptable $
			Série A	4 800 000	25 $ CA	116 546 $ CA		100 463 $
			Série D	4 000 000	25 $ CA	97 259 $ CA		83 836 $
								184 299 $
			Les porteurs d’actions privilégiées de série A et de série D avaient le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées à dividende cumulatif à taux variable respectivement de série B et de série E, sous réserve de certaines conditions, respectivement le 31 décembre 2018 et le 31 mars 2019, et tous les cinq ans par la suite. Il n’y a eu aucune conversion d’actions privilégiées de série A ni conversion d’actions privilégiées de série B, respectivement, au 31 décembre 2018 et au 31 mars 2019.

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13.		Capitaux propres (suite)
		b)	Actions privilégiées (suite) Les porteurs d’actions privilégiées de série A ont le droit de recevoir des dividendes en espèces préférentiels, cumulatifs et fixes, trimestriel ement, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil. Le dividende, chaque année respectivement jusqu’au 31 décembre 2018 exclusivement, avait un taux annuel de 1,125 $ CA par action. Le taux du dividende pour la période de cinq ans du 31 décembre 2018, inclusivement, jusqu’au 31 décembre 2023, exclusivement, sera de 1,2905 $. Le taux du dividende sur les actions de série A sera ajusté le 31 décembre 2023 puis tous les cinq ans par la suite. Le taux correspondra au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur majoré de 2,94 %. Les actions privilégiées de série A sont rachetables au prix de 25 $ CA par action au gré de la société le 31 décembre 2023 et tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d’actions privilégiées de série D ont le droit de recevoir des dividendes préférentiels, cumulatifs et fixes, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil à un taux annuel correspondant à 1,25 $ CA par action, chaque année jusqu’au 31 mars 2019 exclusivement. Le dividende pour la période de cinq ans du 31 mars 2019, inclusivement, jusqu’au 31 mars 2024, exclusivement, sera de 1,2728 $ CA. Le dividende sur les actions de série D sera ajusté le 31 mars 2024 puis tous les cinq ans par la suite. Le taux correspondra au taux des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur majoré de 3,28 %. Les actions privilégiées de série D sont rachetables au prix de 25 $ CA par action au gré de la société le 31 mars 2024 et à cette date tous les cinq ans par la suite. La société a 100 actions privilégiées de série C rachetables en circulation. Les actions privilégiées de série C obligatoirement rachetables sont inscrites à titre de passif aux bilans consolidés parce qu’el es sont obligatoirement rachetables au comptant (note 12 g)).
		c)	Rémunération à base d’actions
			Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, APUC a comptabilisé une charge de rémunération à base d’actions totalisant 10 553 $ (9 458 $ en 2018), décrite ci-après :
				2019	2018
			Options sur actions			1 288 $	2 054 $
			Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs	798	714
			Régime d’achat d’actions à l’intention des employés	322	312
			Unités d’actions temporairement incessibles et unités d’actions
			liées au rendement
				8 145	6 378
			Total de la rémunération à base d’actions			10 553 $	9 458 $
			La charge de rémunération est incluse dans les frais d’administration aux états des résultats consolidés. La tranche de la charge de rémunération à base d’actions capitalisée à titre de coûts de construction est négligeable. Au 31 décembre 2019, le total des coûts liés à la rémunération non comptabilisés se rapportant aux attributions d’options et d’unités d’actions liées au rendement dont les droits n’étaient pas acquis s’élevait respectivement à 1 252 $ et 12 750 $; ces montants devraient être comptabilisés respectivement sur une période de 1,68 an et de 1,86 an.
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13.

Capitaux propres (suite)

Rémunération à base d’actions (suite)

Régime d’options sur actions Le régime d’options sur actions (le « régime ») de la société permet l’attribution d’options sur actions aux dirigeants, administrateurs, salariés et fournisseurs de service sélectionnés. Aux termes du régime, le nombre total d’actions qui peut être réservé aux fins d’émission ne doit pas dépasser 8 % du nombre d’actions en circulation à la date de l’attribution des options. Le conseil d’administration (ou le comité de rémunération du conseil (le « comité de rémunération »)) doit déterminer, à l’occasion, le nombre d’actions sous-jacentes à chaque option, le prix de l’option, la date d’expiration, l’acquisition des droits et d’autres modalités liées à chaque option. Les dividendes sur les actions sous-jacentes ne s’accumulent pas pendant la période d’acquisition. Les porteurs d’options peuvent choisir de racheter toute tranche des options dont les droits sont acquis et qu’ils peuvent alors exercer en échange d’un « montant dans le cours ». Conformément au régime, le montant dans le cours représente l’excédent, le cas échéant, du cours d’une action à cette date sur le prix d’exercice de l’option, auquel cas la société paiera ce montant dans le cours en trésorerie ou en actions, à son gré. Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces options sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Le comité de rémunération peut, à son gré, accélérer l’acquisition des droits qui ne sont pas acquis rattachés aux options alors détenues par le porteur d’options. Si la société retraite ses résultats financiers, le comité de rémunération peut, à sa discrétion, annuler toute option impayée ou non exercée, conformément aux modalités de la politique de récupération de la société. La juste valeur estimative des options, y compris l’incidence des déchéances estimatives, est passée en charges selon la méthode de l’amortissement linéaire sur les périodes d’acquisition des droits des options tout en s’assurant que le montant cumulatif du coût de rémunération comptabilisé correspond au moins à la valeur de la tranche des options dont les droits sont acquis à cette date. La société détermine la juste valeur des options attribuées selon le modèle d’évaluation du prix des options de Black et Scholes. Le taux d’intérêt sans risque est fondé sur les obligations du gouvernement du Canada à coupon zéro dont la durée correspond à la durée de vie prévue des options à la date d’attribution. La volatilité attendue est évaluée selon la volatilité historique des actions de la société. La durée de vie prévue est fondée sur les résultats historiques. Le taux de rendement est fondé sur les derniers taux historiques des dividendes versés sur les actions d’APUC. Les hypothèses suivantes ont été retenues pour déterminer la juste valeur des options sur

actions attribuées :

2019

2018

Taux d’intérêt sans risque

1,9 %

2,1 %

Volatilité prévue

20 %

21 %

Rendement attendu de l’action

4,3 %

4,8 %

Durée de vie prévue

5,50 ans

Juste valeur moyenne pondérée de l’option à la date

d’attribution

1,66 $ CA

1,41 $ CA

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13.		Capitaux propres (suite)
		c)	Rémunération à base d’actions (suite)
		i)	Régime d’options sur actions (suite) Les variations des options sur actions au cours des exercices se présentent comme suit :
						Durée
						contractuel e
						résiduel e
						moyenne	Valeur
				Nombre	Prix d’exercice	pondérée	intrinsèque
				d’attributions	moyen pondéré	(en années)	globale
			Solde au 1er
			janvier 2018	6 738 856	11,18 $ CA	6,32	19 380 $ CA
			Options attribuées	1 166 717	12,80	8,00	—
			Options exercées	(1 589 211)	10,66	5,02	5 059
			Options déchues	(23 720)	12,80			—	—
			Solde au
			31 décembre 2018	6 292 642	11,61 $ CA	5,75	13 342 $ CA
			Options attribuées	1 113 775	14,96	8,00	—
			Options exercées	(3 882 505)	11,23	4,45	6 225
			Options déchues						—	—	—	—
			Solde au
			31 décembre 2019	3 523 912	13,09 $ CA	5,87	18 609 $ CA
			Options pouvant être
			exercées au
			31 décembre 2019	1 735 241	12,57 $ CA	5,43	14 559 $ CA
			Par suite de la fin de l’exercice, le 19 février 2020, 394 939 options sur actions ont été exercées à un prix moyen pondéré de 12,77 $ CA en échange de 115 517 actions ordinaires émises du capital-actions, et 279 422 options ont été réglées à leur valeur au comptant à titre de paiement du prix d’exercice et de la retenue d’impôts liée à l’exercice des options.
		i )		Régime d’achat d’actions à l’intention des employés En vertu du régime d’achat d’actions à l’intention des employés (« RAAE ») de la société, les employés admissibles peuvent faire retenir une partie de leur salaire pour l’affecter à l’achat d’actions ordinaires de la société. La société verse un montant équivalant à 20 % des cotisations annuelles d’un salarié pour la première tranche de cinq mille dollars, et à 10 % des cotisations de plus de cinq mille dollars jusqu’à concurrence de dix mille dollars par année. Les actions ordinaires acquises à partir des montants versés par la société ne peuvent pas être vendues par le participant au cours de l’année suivant la date de la cotisation à laquel e ces actions ont été acquises. Les actions ordinaires peuvent, au gré de la société, être i) émises aux participants sur le capital autorisé au cours moyen de l’action, ou i ) acquises au nom des participants par l’intermédiaire de la TSX ou de la NYSE par un courtier indépendant. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour l’émission sur le capital autorisé d’APUC aux termes du RAAE ne doit pas excéder 2 000 000 d’actions ordinaires. La société suit la méthode fondée sur la juste valeur pour évaluer la charge de rémunération liée à ses cotisations. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, 253 538 actions ordinaires (252 698 actions ordinaires en 2018) ont été émises aux salariés aux termes du RAAE.

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13.		Capitaux propres (suite)
		c)	Rémunération à base d’actions (suite)
		i i)		Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs Aux termes du régime d’unités d’actions différées (« RUAD ») de la société, les administrateurs qui ne sont pas des salariés peuvent choisir, chaque année, de recevoir la totalité ou une partie de leur rémunération sous forme d’unités d’actions différées (les « UAD ») au lieu d’une rémunération en espèces. Les jetons de présence sont versés chaque trimestre et au moment du versement, les montants applicables sont convertis en UAD. La valeur d’une UAD correspond à la valeur d’une action ordinaire de la société. Les dividendes s’accumulent dans le compte UAD et sont convertis en UAD à la valeur de marché des actions à la date de la conversion. Les UAD ne peuvent être rachetées avant que l’administrateur parte à la retraite, démissionne ou quitte le conseil de quelque autre manière que ce soit. Les UAD peuvent être réglées en trésorerie ou en actions au gré de la société. Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces options sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Au 31 décembre 2019, 460 418 UAD (380 656 UAD en 2018) étaient en cours conformément au choix des administrateurs de différer un pourcentage de leurs jetons de présence en les convertissant en UAD. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour l’émission sur le capital autorisé d’APUC aux termes du RUAD ne doit pas excéder 1 000 000 d’actions ordinaires.
		iv)		Unités d’actions temporairement incessibles et unités d’actions liées au rendement La société offre un régime d’unités d’actions liées au rendement (« RUAR ») et un régime d’unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») à l’intention de ses employés dans le cadre de son régime d’intéressement à long terme. Des unités d’actions liées au rendement (« UAR ») ont été attribuées chaque année pour des cycles de rendement consécutifs de trois ans. Les droits rattachés aux UAR sont acquis à la fin du cycle de trois ans et seront calculés en fonction de critères de rendement définis. À la fin de la période de rendement de trois ans, le nombre d’actions ordinaires émises peut varier de 2,0 % à 237 % du nombre d’UAR attribuées. Les conditions et les dates d’acquisition des droits rattachés aux UATI varient selon l’attribution et sont présentées dans chaque lettre d’attribution. Les UATI ne sont pas assujetties à des critères de rendement. Les dividendes cumulés pendant la période d’acquisition des droits sont convertis en UAR et en UATI selon la valeur de marché des actions à cette date, et sont comptabilisés dans les capitaux propres lorsque les dividendes sont déclarés. Les UAR et les UATI ne confèrent aucun droit de vote. Toute UAR ou UATI dont les droits ne sont pas acquis à la fin d’une période de rendement vient à expiration. Les UAR et les UATI peuvent être réglées en trésorerie ou en actions au gré de la société. Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces unités sont comptabilisées comme des attributions d’instruments de capitaux propres. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour émission sur le capital autorisé d’APUC aux termes du RUAR et du régime d’UATI ne doit pas excéder 7 000 000 d’actions ordinaires. La charge de rémunération associée aux UAR est comptabilisée proportionnellement sur la période de rendement. L’atteinte des critères de rendement est estimée aux dates des bilans consolidés. Le coût lié à la rémunération est ajusté pour refléter les rendements estimés à ce jour.

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13.		Capitaux propres (suite)
		c)	Rémunération à base d’actions (suite)
		iv)	Unités d’actions temporairement incessibles et unités d’actions liées au rendement (suite) Un sommaire des UAR et des UATI est présenté ci-après :
						Durée
						contractuel e
					Juste valeur	résiduel e
					moyenne	moyenne
				Nombre	pondérée à la	pondérée	Valeur intrinsèque
				d’attributions	date d’attribution	(en années)		globale
			Solde au
			1er janvier 2018	955 028	12,30 $ CA	1,84		13 428 $ CA
			Unités attribuées,
			compte tenu des
			dividendes	791 524	12,41	2,00	10 098
			Unités exercées	(285 551)	10,02		—	3 691
			Unités déchues	(68 869)	13,02		—	—
			Solde au
			31 décembre 2018	1 392 132	12,75 $ CA	1,60		19 114 $ CA
			Unités attribuées,
			compte tenu des
			dividendes	1 471 442	14,69	2,00	16 302
			Unités exercées	(344 340)	11,55		—	5 148
			Unités déchues	(107 191)	13,84		—	—
			Solde au
			31 décembre 2019	2 412 043	14,00 $ CA	1,86		44 309 $ CA
			Unités pouvant être
			exercées au
			31 décembre 2019	743 787	13,21 $ CA				—	13 663 $ CA
		v)		Unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes En 2018, la société a lancé un nouveau régime d’unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes (« UATI liées au report de primes ») à l’intention de certains employés. Les employés admissibles peuvent choisir de recevoir une tranche de leur prime annuel e sous forme d’UATI liées au report de primes plutôt qu’en trésorerie. La société prévoit régler les UATI liées au report de primes en actions; par conséquent, ces options sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Les droits rattachés aux UATI liées au report de primes attribuées sont pleinement acquis, de sorte que la charge de rémunération associée aux UATI liées au report de primes est comptabilisée immédiatement au moment de l’attribution.

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13.		Capitaux propres (suite)
		c)	Rémunération à base d’actions (suite)
		vi)		Unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes Un sommaire des UATI liées au report de primes est présenté ci-après :
					Juste valeur
					moyenne pondérée
				Nombre	à la date	Valeur intrinsèque
				d’attributions	d’attribution		globale
			Solde au 31 décembre 2017					—	— $ CA	— $ CA
			Unités attribuées, compte tenu des
			dividendes	131 611	12,82		1 683
			Unités exercées	(4 545)	12,82					61
			Solde au 31 décembre 2018	127 066	12,82 $ CA		1 745 $ CA
			Unités attribuées, compte tenu des
			dividendes	135 324	15,40		2 084
			Solde et unités pouvant être exercées au
			31 décembre 2019	262 390	14,15 $ CA		4 820 $ CA
14.			Cumul des autres éléments du résultat étendu
		Le cumul des AERE comprend les soldes suivants, après impôts :
									Variation
									actuarielle de
									l’obligation au
									titre des
								Gain latent	prestations de
								sur les	retraite et des
								couvertures de	avantages
											Écarts de	flux de	complémentaires
											change cumulés	trésorerie	de retraite	Total
		Solde au 1er janvier 2018										(47 701) $	55 366 $	(10 457) $	(2 792) $
		Adoption de l’ASU 2018-02 portant sur les
		incidences fiscales dans le cumul
		des AERE		—				11 657	(1 032)	10 625
		AERE									(27 969)	1 567	2 046	(24 356)
		Montants reclassés du cumul des AERE dans
		les états des résultats consolidés		—				(4 257)	(86)	(4 343)
		AERE de la période considérée, montant net									(27 969) $	(2 690) $	1 960 $ (28 699) $
		AERE attribuables aux participations ne
		donnant pas le contrôle									1 481	—	—	1 481
		AERE de la période considérée attribuables
		aux actionnaires d’APUC, montant net										(26 488) $	(2 690) $	1 960 $ (27 218) $
		Solde au 31 décembre 2018										(74 189) $	64 333 $	(9 529) $ (19 385) $
		Adoption de l’ASU 2017-12 portant sur les
		couvertures (note 2 a))		—	186	—	186
		AERE									7 795	19 177	(7 999)	18 973
		Montants reclassés du cumul des AERE dans
		les états des résultats consolidés		—				(8 597)	1 490	(7 107)
		AERE de la période, montant net										7 795 $	10 580 $	(6 509) $	11 866 $
		AERE attribuables aux participations ne
		donnant pas le contrôle									(2 428)	—	—	(2 428)
		AERE de la période considérée attribuables
		aux actionnaires d’APUC, montant net										5 367 $	10 580 $	(6 509) $	9 438 $
		Solde au 31 décembre 2019										(68 822) $	75 099 $	(16 038) $	(9 761) $
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14.

Cumul des autres éléments du résultat étendu (suite) Les montants reclassés du cumul des AERE à l’égard du gain latent (de la perte latente) sur les couvertures de flux de trésorerie ont eu une incidence sur les produits tirés des ventes d’énergie à tarifs non réglementés, tandis que ceux reclassés à l’égard des variations actuariel es au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite ont eu une incidence sur les coûts au titre des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite non liés aux services.

15.

Dividendes Tous les dividendes de la société sont versés au gré du conseil. La société déclare et verse des dividendes sur les actions ordinaires en dollars américains. Les dividendes déclarés au cours des exercices ont été comme suit :

2019

2018

Dividende par

Dividende

action

Dividende

action

Actions ordinaires

277 835 $

0,5512 $

235 440 $

0,5011 $

Actions privilégiées de série A

6 194 $ CA

1,2905 $ CA

5 400 $ CA

1,1250 $ CA

Actions privilégiées de série D

5 068 $ CA

1,2671 $ CA

5 000 $ CA

1,2500 $ CA

16.

Transactions entre parties liées a)

Placements comptabilisés à la valeur de consolidation La société fournit des services d’administration et d’aménagement à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation et les coûts engagés lui sont remboursés. À cet effet, la société a refacturé des coûts de 12 374 $ (11 390 $ en 2018) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation en 2019. Le 30 décembre 2019, la société a vendu son placement dans AWUSA à une coentreprise en échange d’un effet à recevoir de 30 293 $ (note 8 c)). Aucun gain ni aucune perte n’ont été comptabilisés à la vente. Pour l’exercice, APUC a comptabilisé des intérêts créditeurs de 6 007 $ et une perte de juste valeur de 6 007 $ au titre de sa participation dans la coentreprise. Au cours de l’exercice, la société a vendu le projet éolien Sugar Creek à AAGES Sugar Creek en contrepartie d’un effet à recevoir de 21 107 $, sous réserve de certains ajustements. Aucun gain n’a été comptabilisé à la déconsolidation des actifs nets de Sugar Creek. Cependant, un montant de 15 765 $, ou 11 412 $ net d’impôt, a été reclassé du cumul des AERE au bénéfice en raison de la fin de la comptabilité de couverture sur les contrats dérivés de couverture sur l’énergie mis en place dans les premières phases de l’aménagement de Sugar Creek (note 24 b) ii)). Au cours de l’exercice, la société a conclu une convention de coopération améliorée avec Atlantica afin, entre autres, de fournir un cadre d’évaluation des transactions mutuel ement avantageuses. Pour une période d’un an à compter de la date de la convention, Atlantica détient un droit exclusif de préemption des participations dans certains actifs du groupe Énergies renouvelables.

Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée représente une action privilégiée dans une filiale consolidée de la société acquise par AAGES B.V. en 2018, pour un montant de 305 000 $ (note 8 a)). Aucun rachat n’était considéré comme probable au 31 décembre 2019. La société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à AAGES B.V. pour une contrepartie de 16 482 $ (2 622 $ en 2018) et comptabilisé des distributions de 18 241 $ (néant en 2018) au cours de l’exercice (note 17).

Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
16.		Transactions entre parties liées (suite) c)
			Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée correspond à une participation dans une filiale consolidée de la société acquise par AYES Canada en mai 2019, pour une contrepartie de 96 752 $ (note 8 b)). La société a comptabilisé des distributions de 26 465 $ au cours de l’exercice.
		d)	Centrale hydroélectrique Long Sault Le 31 décembre 2013, APUC a acquis les actions d’Algonquin Power Corporation Inc. (« APC »), laquelle était partiellement détenue par les hauts dirigeants. APC détient une participation dans la centrale hydroélectrique Long Sault de 18 MW. L’ajustement de prix définitif de cette transaction est toujours en cours.
		Les opérations entre parties liées qui précèdent ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux opérations.
17.			Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables Pour les exercices clos les 31 décembre, l’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le
		contrôle s’est détaillée comme suit :
				2019	2018
		LHVC et autres ajustements attribuables aux éléments suivants :
			Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en
			commandite donnant droit à des avantages fiscaux			(55 963) $ (103 150) $
			Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en
			commandite rachetables donnant droit à des avantages fiscaux	(9 006)	(7 545)
		Autre bénéfice net attribuable aux :
			Participations ne donnant pas le contrôle	2 553	2 174
						(62 416) $ (108 521) $
			Participation ne donnant pas le contrôle rachetable, détenue par des
			parties liées	16 482	2 622
		Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle				(45 934) $ (105 899) $
		Les investisseurs détenant des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit à des avantages fiscaux (les « parts de société en commandite donnant droit à des avantages fiscaux ») dans les centrales éoliennes et solaires américaines de la société ont droit à une part des bénéfices, des attributs fiscaux et des flux de trésorerie conformément aux ententes contractuel es. La part des bénéfices attribuable aux détenteurs d’une participation ne donnant pas le contrôle de ces filiales est calculée à l’aide de la méthode de la LHVC, décrite à la note 1 s). Les modalités de l’entente font référence au taux d’imposition en vigueur lorsque des avantages sont réalisés. Ainsi, le taux d’imposition fédéral des sociétés aux États-Unis de 35 % a été utilisé pour calculer la LHVC au 31 décembre 2017. Il a été tenu compte du taux d’imposition fédéral américain des sociétés de 21 %, de même que de certaines autres mesures comprises dans la loi de l’impôt en vigueur le 1er janvier 2018, dans le calcul selon la méthode comptable de la LHVC en 2018. Les modifications ont donné lieu au devancement de la comptabilisation du bénéfice au titre de la LHVC d’exercices ultérieurs pour un montant de 55 900 $ au premier trimestre de 2018.

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17.		Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables (suite) Participations ne donnant pas le contrôle Au 31 décembre 2019, des participations ne donnant pas le contrôle totalisant 457 834 $ (519 896 $ en 2018) comprenaient des parts de société en commandite détenues par des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux de certaines centrales éoliennes et d’énergie solaire américaines de 457 000 $ (519 100 $ en 2018) et d’autres participations ne donnant pas le contrôle de 834 $ (796 $ en 2018). Un apport des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux de l’ordre de 15 250 $ a été reçu pour la centrale solaire Great Bay I en 2018 (note 3 g)). Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle a été émise à AYES Canada en mai 2019, pour un montant de 96 752 $ (note 8 b)). Le solde au 31 décembre 2019 s’établissait à 73 707 $. Participations ne donnant pas le contrôle rachetables Les participations ne donnant pas le contrôle dans des filiales qui peuvent faire l’objet de rachat lorsque des événements incertains surviennent, qui ne sont pas uniquement sous le contrôle d’APUC, sont classées à titre de capitaux propres temporaires dans les bilans consolidés. Si le rachat est probable ou s’il est devenu exigible, la société comptabilise les instruments à leur valeur de rachat. Aucun rachat n’était considéré comme probable au 31 décembre 2019. Les variations des participations ne donnant pas le contrôle rachetables se détaillent comme suit :
			Participations ne donnant pas le		Participations ne donnant pas le
			contrôle rachetables détenues			contrôle rachetables
				par une partie liée
				2019			2018	2019		2018
		Solde d’ouverture		307 622 $						— $	33 364 $	41 553 $
		Incidence nette des activités	16 482				2 622	(9 006)		(7 545)

		Apport, net des coûts		—			305 000	3 403	—
		Dividendes et distributions déclarés	(18 241)						—	(1 848)	(644)
		Solde de clôture	305 863 $				307 622 $	25 913 $			33 364 $
		Un apport des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux, de l’ordre de 3 403 $, a été reçu pour la centrale solaire Turquoise en 2019 (note 3 b)). En 2018, des apports de 305 000 $ avaient été reçus d’AAGES B.V. en contrepartie de l’acquisition d’une participation en actions privilégiées dans AY Holdings (note 8 a)).

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
18.			Impôts sur les bénéfices La charge d’impôts qui figure aux états des résultats consolidés a été obtenue par application d’un taux d’imposition effectif différent du taux canadien en vigueur prévu par la loi de 26,5 % (26,5 % en 2018). L’écart s’explique ainsi :
			201	9	2018
		Charge d’impôts calculée au taux d’imposition canadien prévu par la
		loi				147 093 $	35 102 $
		Augmentation (diminution) attribuable aux éléments suivants :
							Incidence des écarts entre les taux d’imposition s’appliquant
							aux transactions dans des pays étrangers et des
							modifications des taux d’imposition	(27 703)	(28 064)
							Ajustements des placements comptabilisés à la juste valeur	(60 730)	25 870
							Quote-part du bénéfice attribuable aux participations ne
							donnant pas le contrôle	16 991	29 637
							Coûts d’acquisition non déductibles	2 500	4 267
							Crédits d’impôt	(9 332)	(1 419)
							Ajustement lié aux périodes antérieures	(1 240)	3 673
							Réforme fiscale américaine et ajustements connexes des
							impôts reportés1	—	(18 363)
							Autres	2 538	2 669
		Charge d’impôts				70 117 $	53 372 $
		1)	En 2017, l’adoption de la loi américaine intitulée Tax Cuts and Jobs Act (« réforme fiscale américaine ») a
		entraîné des changements importants à la législation fiscale américaine, notamment une réduction du taux d’imposition fédéral des sociétés de 35 % à 21 %, avec prise d’effet le 1er janvier 2018. Les entités américaines de la société ont dû réévaluer leurs actifs et passifs d’impôts reportés au nouveau taux d’imposition des sociétés à la date d’entrée en vigueur. En 2018, un ajustement lié à l’adoption de la réforme fiscale américaine a donné lieu à un recouvrement comptable hors trésorerie de 18 363 $ qui a été comptabilisé dans les états consolidés des résultats de 2018 de la société. Pour les exercices clos les 31 décembre 2019 et 2018, le bénéfice avant impôts sur les bénéfices se
		présentait comme suit :
			2019	2018
		Canada		351 908 $	(109 537) $
		États-Unis	203 159	241 998
				555 067 $	132 461 $


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18.		Impôts sur les bénéfices (suite) La charge (le recouvrement) d’impôts attribuable au bénéfice (à la perte) se présentait comme suit :
			Impôts exigibles Impôts reportés	Total
		Exercice clos le 31 décembre 2019
							Canada				6 695 $	17 607 $	24 302 $
							États-Unis	9 736	36 079	45 815
								16 431 $	53 686 $	70 117 $
		Exercice clos le 31 décembre 2018
							Canada				2 872 $	(14 197) $	(11 325) $
							États-Unis	8 475	56 222	64 697
								11 347 $	42 025 $	53 372 $

		L’incidence fiscale des écarts temporaires entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs donnant lieu à d’importantes tranches des actifs et des passifs d’impôts reportés aux 31 décembre 2019 et 2018 est indiquée ci-dessous :
					2019	2018
		Actifs d’impôts reportés :
							Pertes autres qu’en capital, crédits d’impôt à
							l’investissement, intérêts débiteurs actuel ement non
							déductibles et frais de financement		382 448 $	329 099 $
							Prestations de retraite et avantages complémentaires de
							retraite	54 113	48 586
							Obligation environnementale	15 541	14 790
							Passifs réglementaires	160 200	161 560
							Autres	59 103	45 193
							Total des actifs d’impôts reportés		671 405 $	599 228 $
							Moins : provision pour moins-value	(29 447)	(28 018)
							Total des actifs d’impôts reportés		641 958 $	571 210 $
		Passifs d’impôts reportés :
							Immobilisations corporelles		707 185 $	653 962 $
							Écarts externes dans les s.e.n.c.r.l.	235 063	167 659
							Comptes réglementaires	145 852	113 758
							Autres	14 811	7 561
							Total des passifs d’impôts reportés		1 102 911 $	942 940 $
		Passif d’impôts reportés, montant net							(460 953) $	(371 730) $
		Classement aux bilans consolidés :
							Actifs d’impôts reportés		30 585 $	72 415 $
							Passifs d’impôts reportés	(491 538)	(444 145)
		Passifs d’impôts reportés, montant net							(460 953) $	(371 730) $


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18.		Impôts sur les bénéfices (suite) La provision pour moins-value pour les actifs d’impôts reportés au 31 décembre 2019 s’élevait à 29 447 $ (28 018 $ en 2018). La provision pour moins-value est principalement liée à des pertes d’exploitation dont la réalisation n’est pas plus probable qu’improbable, selon la direction. Dans son évaluation de la mesure dans laquelle les actifs d’impôts reportés seront réalisables, la direction juge s’il est plus probable qu’improbable qu’une partie ou la totalité des actifs d’impôts reportés ne seront pas réalisés. La réalisation ultime des actifs d’impôts reportés est tributaire de la génération d’un bénéfice imposable futur au cours des périodes dans lesquel es ces écarts temporaires deviendront déductibles. La direction tient compte de la résorption prévue des passifs d’impôts reportés (y compris l’incidence des périodes prévues pour les reports en arrière et les reports en avant), des bénéfices imposables futurs prévus et des stratégies de planification fiscale dans son évaluation. Au 31 décembre 2019, la société disposait de pertes autres qu’en capital reportées en avant qui peuvent servir à réduire le bénéfice imposable d’exercices futurs et qui viennent à échéance comme suit :
			Pertes autres qu’en capital
		Année d’échéance	reportées en avant
		2020 et par la suite		1 091 322 $
		La société a comptabilisé des impôts reportés sur le coût fiscal estimé des bénéfices distribués de certaines de ses filiales. La société n’a pas comptabilisé d’impôts reportés sur des bénéfices non distribués d’environ 370 682 $ de certaines filiales à l’étranger, la société ayant conclu que ces bénéfices seront réinvestis indéfiniment et qu’ils ne devraient pas entraîner un passif d’impôts supplémentaire. Il est impossible de déterminer le montant du passif d’impôts non comptabilisé qu’entraînerait la remise de ces bénéfices non distribués.
19.			Autres pertes Les autres pertes se composent des éléments suivants :
			2019	2018
		Coûts des prestations de retraite et d’avantages
		complémentaires de retraite non liés au service (note 10)			(17 332) $	(4 990) $
		Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition (note 3)	(11 609)	(687)
		Autres	(15 085)	(2 725)
					(44 026) $	(8 402) $
20.			Bénéfice net, de base et dilué, par action Le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action ont été calculés en fonction du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société et du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes en circulation. Le bénéfice net dilué par action est calculé à l’aide du nombre moyen pondéré des actions ordinaires et des reçus de souscription en circulation, des actions additionnelles émises après la clôture de l’exercice en vertu du régime de réinvestissement des dividendes, des UAR, des UATI et des UAD en cours pendant l’exercice et, si el es ont un effet dilutif, des actions ordinaires supplémentaires découlant de l’application de la méthode du rachat d’actions à l’égard des options sur actions en cours et des actions additionnel es émises après la clôture du trimestre en vertu du régime de réinvestissement des dividendes. Les débentures convertibles (note 12 h)) peuvent être converties en actions ordinaires à tout moment avant la date d’échéance ou la date du rachat par la société. Les actions pouvant être émises à la conversion des débentures convertibles sont incluses dans le bénéfice dilué par action.

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20.		Bénéfice net, de base et dilué, par action (suite) Le tableau qui suit présente le rapprochement du bénéfice net et du nombre d’actions moyen pondéré utilisé pour calculer le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action :
			2019	2018
		Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’APUC				530 884 $	184 988 $
		Dividende sur les actions privilégiées de série A	4 666	4 169
		Dividende sur les actions privilégiées de série D	3 820	3 858
		Bénéfice net des activités poursuivies, de base et dilué, attribuable aux
		actionnaires ordinaires d’APUC				522 398 $	176 961 $
		Nombre moyen pondéré d’actions
		De base	499 910 876			461 818 023
		Effet des titres dilutifs	4 828 678	4 227 595
		Dilué			504 739 554	466 045 618
		Les actions pouvant éventuel ement être émises par suite de la conversion de 1 113 775 options sur actions (3 380 184 options sur actions en 2018) sont exclues de ce calcul, étant donné que leur effet est antidilutif.
21.			Information sectorielle
		La société est gérée en fonction de deux unités d’exploitation nord-américaines principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Ces deux unités d’exploitation sont les deux secteurs de la société. Le groupe Services à tarifs réglementés, l’unité d’exploitation des activités à tarifs réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de collecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport, aux États-Unis et au Canada; le groupe Énergies renouvelables, l’unité d’exploitation des activités à tarifs non réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés en Amérique du Nord et ailleurs dans le monde. Pour évaluer le rendement des unités d’exploitation, la société répartit la partie réalisée du gain ou de la perte sur les instruments financiers entre les unités d’exploitation concernées. Les revenus de dividendes versés par Atlantica et AYES Canada sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Énergies renouvelables, tandis que les intérêts créditeurs versés par San Antonio Water System sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés. Les gains et les pertes comptabilisés à la valeur de consolidation sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés ou du groupe Énergies renouvelables selon la nature des activités des entités émettrices. La variation de valeur des placements comptabilisée à la juste valeur et la partie latente du gain ou de la perte sur les instruments dérivés non désignés comme élément constitutif d’une relation de couverture ne sont pas incluses dans l’évaluation du rendement des divisions par la direction et sont donc présentées dans les résultats du siège social.

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21.		Information sectorielle (suite)
				Exercice clos le 31 décembre 2019
					Groupe
					Services à	Groupe
					tarifs	Énergies
					réglementés	renouvelables Siège social		Total
		Produits1, 2			1 366 971 $ 257 950 $		— $ 1 624 921 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau			426 046	17 258	—	443 304
		Produits, montant net			940 925	240 692			—	1 181 617
		Charges d’exploitation			396 559	75 209	221	471 989
		Frais d’administration			36 628	19 405	769	56 802
		Amortissement			194 498	88 825	981	284 304
		Perte de change		—				—	3 146	3 146
		Bénéfice (perte) d’exploitation			313 240	57 253			(5 117)	365 376
		Intérêts débiteurs			(101 518)	(61 039)			(18 931)	(181 488)
		Produit tiré des placements à long terme			9 334	104 025					285 733	399 092
		Autres produits (charges)			(32 292)	15 946			(11 567)	(27 913)
		Bénéfice avant impôts sur les bénéfices			188 764 $ 116 185 $ 250 118 $ 555 067 $
		Immobilisations corporelles			4 754 373 $ 2 444 382 $ 32 909 $ 7 231 664 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur			27 072	1 267 075			—	1 294 147
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur
		de consolidation			29 827	53 670	273	83 770
		Total de l’actif			6 816 063	4 014 067					81 340 10 911 470
		Dépenses en immobilisations			478 936 $ 102 396 $		— $ 581 332 $
		1)	Les produits comprennent un montant de 22 282 $ se rapportant à des gains sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2)	Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de (4 405) $ se rapportant
		à d’autres programmes visant les produits pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

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21.		Information sectorielle (suite)
				Exercice clos le 31 décembre 2018
					Groupe
					Services à	Groupe
					tarifs	Énergies
					réglementés	renouvelables Siège social		Total
		Produits1, 2			1 401 240 $ 247 223 $		— $ 1 648 463 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau			456 974	27 164	—	484 138
		Produits, montant net			944 266	220 059			—	1 164 325
		Charges d’exploitation			401 486	70 980	—	472 466
		Frais d’administration			33 234	18 539	937	52 710
		Amortissement			177 719	82 044	1 009	260 772
		Gain de change		—				—	(58)	(58)
		Bénéfice (perte) d’exploitation			331 827	48 496			(1 888)	378 435
		Intérêts débiteurs			(99 063)	(50 920)			(2 135)	(152 118)
		Produit tiré des placements à long terme			5 558	45 741			(136 117)	(84 818)
		Autres charges			(6 775)	(1 576)	(687)	(9 038)
		Bénéfice (perte) avant impôts sur les
		bénéfices			231 547 $ 41 741 $ (140 827) $ 132 461 $
		Immobilisations corporelles			4 210 115 $ 2 152 420 $ 31 023 $ 6 393 558 $
		Placement comptabilisé à la juste valeur		—		814 530	—	814 530
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur
		de consolidation		55		29 273	260	29 588
		Total de l’actif			6 022 262	3 269 786					106 541	9 398 589
		Dépenses en immobilisations			370 221 $ 96 148 $		— $ 466 369 $
		1)	Les produits comprennent un montant de 14 953 $ se rapportant à des gains sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie pour l’exercice clos le 31 décembre 2018 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2)	Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 7 425 $ se rapportant à
		d’autres programmes visant les produits pour l’exercice clos le 31 décembre 2018 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients. La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a atténué le plus possible le risque de crédit en vendant de l’énergie à d’importantes sociétés de services publics situées dans diverses régions d’Amérique du Nord. L’apport des sociétés de services publics au total des produits ne dépasse en aucun cas 10 %.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
21.		Information sectorielle (suite) APUC exerce ses activités dans le secteur indépendant des services publics et de l’électricité au Canada et aux États-Unis. Les informations financières par secteur géographique s’établissaient comme suit :
			2019	2018
		Produits
					Canada	87 226 $	70 358 $
					États-Unis	1 537 695	1 578 105
			1 624 921 $	1 648 463 $
		Immobilisations corporelles
					Canada	752 016 $	415 979 $
					États-Unis	6 479 648	5 977 579
			7 231 664 $	6 393 558 $
		Actifs incorporels
					Canada	23 795 $	23 994 $
					États-Unis	23 821	31 000
			47 616 $	54 994 $
		Les produits sont attribués aux deux pays selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics.
22.			Engagements et éventualités a)
					Éventualités APUC et ses filiales sont parties à divers litiges et à des réclamations dans le cours normal de leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire l’issue de ces questions avec certitude, la direction ne considère pas que l’exposition d’APUC à de tels litiges puisse avoir une incidence importante sur les présents états financiers consolidés. Toutes les sommes à payer relativement à ces éléments sont comptabilisées dans les états financiers consolidés au moment où il est conclu qu’une perte financière est probable et qu’il est possible d’estimer le montant du passif connexe. Réclamation par Gaia Power Inc. Le 30 octobre 2018, Gaia Power Inc. (« Gaia ») a intenté une action devant la Cour supérieure de justice de l’Ontario contre APUC et certaines de ses filiales, réclamant des dommages d’au moins 345 000 $ et des dommages-intérêts punitifs d’une somme de 25 000 $. Cette action résulte de la vente par Gaia en 2010 d’une participation de Gaia dans certains projets de parcs éoliens proposés au Canada à une filiale d’APUC. En vertu d’une convention de redevance conclue en 2010, Gaia a le droit d’obtenir le versement de redevances si les projets sont aménagés et atteignent certaines cibles convenues. Il est encore trop tôt pour juger de la probabilité de succès de cette action, mais APUC entend se défendre vigoureusement. Procédures d’expropriation Liberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. fait l’objet d’une procédure d’expropriation par la ville de Apple Valley. Un tribunal évaluera la nécessité de la prise de possession par Apple Valley et, si cette nécessité est établie, un jury déterminera la juste valeur de marché des actifs visés. Il est prévu que le règlement des procédures d’expropriation nécessitera deux ou trois ans. Toute prise de possession par une entité publique nécessite légalement le versement d’une compensation équitable; toutefois, rien ne garantit que la somme reçue sera suffisante pour recouvrer la valeur comptable nette des actifs de services publics expropriés de la société.

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
22.		Engagements et éventualités (suite) b)
			Engagements En plus des engagements liés aux acquisitions envisagées et aux projets d’aménagement présentés aux notes 3 et 8, les engagements importants étaient les suivants au 31 décembre 2019. APUC a en cours des engagements d’achat d’électricité, des contrats de service et d’approvisionnement en gaz naturel, des ententes de services, de même que des engagements à l’égard de projets d’immobilisations et de contrats de servitude. Le tableau qui suit présente les engagements futurs estimatifs aux termes de ces arrangements :
					Par la
				Exercice 1 Exercice 2 Exercice 3 Exercice 4 Exercice 5	suite	Total
			Achats d’électricitéi	30 672 $ 11 422 $ 11 338 $ 11 566 $ 11 796 $ 179 412 $ 256 206 $
			Contrats de service et
			d’approvisionnement
			en gaz naturelii	83 083		60 699	49 217	46 406	41 538	135 926		416 869
			Contrats de service	47 950		40 456	41 554	45 611	47 005	293 436		516 012
			Projets
			d’immobilisations	104 809		114 806	—	—	—	—		219 615
			Contrats de servitude	6 603		6 673	6 744	6 835	6 918	200 891		234 664
			Total	273 117 $ 234 056 $ 108 853 $ 110 418 $ 107 257 $ 809 665 $ 1 643 366 $
			i)								Achats d’électricité : Les installations de distribution d’électricité d’APUC ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques d’électricité afin de respecter les exigences de charge. Les montants engagés inclus dans le tableau ci-dessus sont basés sur les prix du marché au 31 décembre 2019. Cependant, l’incidence des ajustements du coût unitaire de l’électricité achetée est atténuée par un mécanisme d’ajustement des tarifs de l’électricité achetée.
			i )								Contrats de service et d’approvisionnement en gaz naturel : Les installations de distribution de gaz naturel et les centrales thermiques d’APUC ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques de gaz naturel afin de respecter les exigences de charge et de production d’électricité.
23.			Éléments hors trésorerie liés à l’exploitation La variation des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation se détaille comme suit :
									2019	2018
		Débiteurs							(20 857) $	3 005 $
		Carburant et gaz naturel stockés							13 985	1 351
		Stocks de fournitures et de matières consommables							(6 028)	(7 189)
		Impôts sur les bénéfices à recouvrer							17 796	(763)
		Charges payées d’avance							(7 501)	2 907
		Créditeurs							63 854	(22 915)
		Charges à payer							8 872	28 687
		Passif d’impôts exigibles							(5 016)	2 974
		Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et
		obligations environnementales							(2 494)	(7 293)
		Actifs et passifs réglementaires, montant net							(2 308)	(8 890)
									60 303 $	(8 126) $





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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers a)
		Juste valeur des instruments financiers
			Valeur
		2019	comptable	Juste valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
		Placements à long
		terme comptabilisés à
		la juste valeur	1 294 147 $ 1 294 147 $ 1 178 581 $			27 072 $	88 494 $
		Prêts pour des projets
		d’aménagement à
		recevoir et autres	37 050	37 984				—	37 984	—
		Instruments dérivés :
		Contrats sur l’énergie
		désignés comme
		couverture de flux
		de trésorerie	65 304	65 304				—		—	65 304
		Contrats sur l’énergie
		non désignés
		comme couverture	20 384	20 384				—		—	20 384
		Contrats sur
		marchandises
		servant aux
		activités à tarifs
		réglementés	16						16	—		16	—
		Total des instruments
		dérivés	85 704	85 704				—		16	85 688
		Total des actifs
		financiers	1 416 901 $ 1 417 835 $ 1 178 581 $			65 072 $	174 182 $
		Dette à long terme	3 931 868 $ 4 284 068 $ 1 495 153 $ 2 788 915 $	— $
		Débentures convertibles	342						623	623				—	—
		Actions privilégiées de
		série C	13 793	15 120				—	15 120	—
		Instruments dérivés :
		Contrats sur l’énergie
		désignés comme
		couverture de flux
		de trésorerie	789						789	—		—	789
		Contrats sur l’énergie
		non désignés
		comme couverture	38						38	—		—	38
		Swap de devises
		désigné comme
		couverture d’un
		placement net	81 765	81 765				—	81 765	—
		Contrats sur
		marchandises
		servant aux
		activités à tarifs
		réglementés	2 072	2 072				—	2 072	—
		Total des instruments
		dérivés	84 664	84 664				—	83 837	827
		Total des passifs
		financiers	4 030 667 $ 4 384 475 $ 1 495 776 $ 2 887 872 $	827 $


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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers (suite) a)
			Juste valeur des instruments financiers (suite)
				Valeur
			2018	comptable	Juste valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
			Placements à long
			terme comptabilisés à
			la juste valeur	814 530 $	814 530 $	814 530 $			— $	— $
			Prêts pour des projets
			d’aménagement à
			recevoir et autres	103 696	110 019					—	110 019	—
			Instruments dérivés1 :
			Contrats sur l’énergie
			désignés comme
			couverture de flux
			de trésorerie	61 838	61 838					—	—	61 838
			Contrats sur l’énergie
			non désignés
			comme couverture	869							869	—	869	—
			Contrats sur
			marchandises
			servant aux
			activités à tarifs
			réglementés	101							101	—	101	—
			Total des instruments
			dérivés	62 808	62 808					—	970	61 838
			Total des actifs
			financiers	981 034 $	987 357 $	814 530 $	110 989 $	61 838 $
			Dette à long terme	3 336 795 $ 3 356 773 $		768 400 $ 2 588 373 $	— $
			Débentures convertibles	470							639	639			—	—
			Actions privilégiées de
			série C	13 418	13 703					—	13 703	—
			Instruments dérivés :
			Contrats sur l’énergie
			désignés comme
			couverture de flux
			de trésorerie	57							57	—	—	57
			Swap de devises
			désigné comme
			couverture d’un
			placement net	93 198	93 198					—	93 198	—
			Swap de taux
			d’intérêt désigné
			comme couverture	8 473	8 473					—	8 473	—
			Contrats sur
			marchandises
			servant aux
			activités à tarifs
			réglementés	1 114	1 114					—	1 114	—
			Total des instruments
			dérivés	102 842	102 842					—	102 785	57
			Total des passifs
			financiers	3 453 525 $ 3 473 957 $		769 039 $ 2 704 861 $	57 $
			1)	Un solde de 441 $ associé à certains dérivés climatiques a été exclu, ces dérivés étant
			comptabilisés en fonction de leur valeur intrinsèque et non de leur juste valeur.

	80

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24.		Instruments financiers (suite) a)
			Juste valeur des instruments financiers (suite) La société a établi que la valeur comptable de ses actifs et passifs financiers à court terme se rapprochait de la juste valeur aux 31 décembre 2019 et 2018, en raison de l’échéance à court terme de ces instruments. La juste valeur des prêts pour des projets d’aménagement à recevoir et autres (niveau 2) est calculée au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés, selon les taux courants estimatifs du marché pour des instruments semblables, ajustés pour tenir compte du risque de crédit estimatif déterminé par la direction. La juste valeur de l’investissement dans Atlantica (niveau 1) est calculée au cours de clôture à la Bourse NASDAQ, ajusté pour tenir compte de l’incidence du règlement prévu aux termes de l’entente d’acquisition par un paiement anticipé de 53 750 $ (note 8 a)). La juste valeur de niveau 1 de la dette à long terme de la société est établie selon le cours de clôture à la NYSE et le cours de clôture du marché hors cote canadien. La juste valeur de la dette à long terme de niveau 2 portant intérêt à taux fixe et des actions privilégiées de série C de la société a été établie au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés et des taux d’intérêt en vigueur. La juste valeur de niveau 2 des débentures convertibles a été établie à leur valeur nominale ou, s’il est supérieur, selon le cours des actions ordinaires d’APUC, en supposant leur conversion. Les instruments dérivés de la société classés au niveau 2 pour les évaluations de la juste valeur se composent essentiel ement de swaps, d’options, de droits et de contrats à terme avec livraison physique pour lesquels des données de marché relatives au prix sont observables. Les données de prix de niveau 2 sont tirées de différents indices boursiers et sont actualisées à l’aide de courbes de taux d’intérêt qui sont observables sur un marché coté. Les instruments de niveau 3 de la société se composent de contrats de vente d’énergie visant l’électricité et de la juste valeur des placements de la société dans AYES Canada. Les données non observables importantes utilisées pour évaluer la juste valeur des contrats sur l’énergie se composent des cours du marché à terme développés en interne qui se situaient entre 13,33 $ et 178,65 $, soit un cours moyen pondéré de 23,66 $ au 31 décembre 2019. Les cours du marché à terme moyens pondérés sont développés selon la quantité attendue d’énergie vendue par mois et le cours à terme attendu pour le même mois. Les variations de la juste valeur des contrats sur l’énergie sont présentées en détail aux notes 24 b) i ) et 24 b) iv). Les données non observables importantes utilisées dans l’évaluation de la juste valeur du placement de la société dans AYES Canada sont les données relatives aux flux de trésorerie prévus, aux taux d’actualisation appliqués à ces flux de trésorerie, variant entre 8,75 % et 9,50 % et d’une moyenne pondérée de 9,42 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 18 % et 22 %, au 31 décembre 2019. Toute augmentation (diminution) importante des flux de trésorerie prévus ou toute augmentation (diminution) du taux d’actualisation pris séparément se traduirait par une évaluation de la juste valeur considérablement plus faible (élevée).

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24.		Instruments financiers (suite) b)
			Instruments dérivés Les instruments dérivés sont comptabilisés aux bilans consolidés à titre d’actifs ou de passifs et sont évalués à leur juste valeur à chaque date de clôture.
		i)		Dérivés sur marchandises ─ comptabilisation des activités à tarifs réglementés La société a recours à des instruments financiers dérivés pour atténuer l’incidence des variations des flux de trésorerie associées au prix d’achat d’une partie de ses achats futurs de gaz naturel relatifs à ses territoires de services d’électricité et de gaz naturel à tarifs réglementés. Sa stratégie consiste à réduire au minimum les fluctuations des prix du gaz naturel vendu aux consommateurs de gaz naturel à tarifs réglementés. Le tableau ci-après présente les volumes de marchandises, en décathermes, associés aux contrats
			dérivés susmentionnés :
				2019
			Contrats financiers : Swaps	2 134 739
					Options	150 000
					Contrats à terme	2 500 000
					4 784 739
			La comptabilisation de ces instruments dérivés est assujettie aux normes comptables concernant les entités à tarifs réglementés. La juste valeur de ces instruments dérivés est donc inscrite à titre d’actif ou de passif à court terme ou à long terme, et des actifs ou passifs réglementaires compensatoires sont inscrits dans les bilans consolidés. Les gains et les pertes sur le règlement de ces contrats sont inclus pour la plupart dans le calcul des ajustements des coûts liés aux marchandises et au carburant (note 7e)). Par conséquent, les variations de la juste valeur de ces contrats dérivés sur le gaz naturel et l’ajustement compensatoire aux actifs et passifs réglementaires n’ont eu aucune incidence sur les résultats. Le tableau ci-après présente l’incidence des variations de la juste valeur des contrats dérivés sur le gaz naturel de la société sur les bilans consolidés :
						2019	2018
			Actifs réglementaires :
			Swaps						28 $	66 $
			Options						38	—
			Contrats à terme					1 830 $	— $
			Passifs réglementaires :
			Swaps					743 $	218 $
			Options						—	134
			Contrats à terme						— $	1 259 $


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24.

Instruments financiers (suite) b)

Instruments dérivés (suite)

i )

Couvertures de flux de trésorerie Pour réduire le risque de prix relatif aux ventes futures prévues de la production d’électricité des centrales éoliennes Sandy Ridge, Senate et Minonk, la société a conclu les contrats dérivés à long terme sur l’énergie suivants :

Prix moyens

Quantité notionnel e

obtenus

Prix variable à payer

(MWh)

Échéance

(le MWh)

757 075 Décembre 2028

35,35

PJM Western HUB

3 443 530 Décembre 2027

25,54

PJM NI HUB

2 665 068 Décembre 2027

36,46

ERCOT North HUB

En janvier 2019, la société a conclu un contrat dérivé à long terme sur l’énergie afin de réduire le risque de prix relatif aux ventes futures prévues de la production d’électricité à Sugar Creek. Le 30 septembre 2019, la société a vendu le contrat dérivé ainsi que sa participation de 100 % dans Sugar Creek à AAGES Sugar Creek. La novation et le transfert du contrat dérivé étaient sous réserve de l’approbation de la contrepartie, qui a été obtenue après la clôture de l’exercice, au premier trimestre de 2020. Par conséquent, la relation de couverture des contrats dérivés sur l’énergie de Sugar Creek a pris fin. Un montant de 15 765 $ et les impôts connexes ont été reclassés du cumul des AERE au bénéfice en 2019 (note 24 b) iv)).

Au cours de l’exercice, la société a conclu un contrat dérivé sur l’énergie afin de réduire le risque de prix relatif aux achats futurs d’électricité sur le marché libre à sa centrale hydroélectrique Tinker, pour une quantité notionnelle de 151 680 MWh et un prix de 38,95 $ le MWh. Le contrat expire en février 2022. La société était partie à un swap de taux d’intérêt différé de 10 ans commençant le 25 juillet 2018 afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié à l’émission probable, à cette date, d’une obligation à 10 ans de 135 000 $ CA. En 2018, la société a modifié les modalités du swap différé de taux d’intérêt et reporté sa date de début au 29 mars 2019. Au cours de l’exercice, la société a réglé le swap de taux d’intérêt différé par suite de l’émission d’effets non garantis de premier rang à 10 ans de 300 000 $ CA portant intérêt au taux de 4,60 % (note 9 d)). Le 23 mai 2019, la société a conclu un swap de devises, dont les dates coïncident avec cel es des effets non garantis subordonnés (note 9 e)), afin de convertir en dollars canadiens les placements libellés s’élevant à 350 000 $ US. La variation de la valeur comptable des effets attribuable aux fluctuations des cours au comptant est comptabilisée dans les états des résultats consolidés de chaque période à titre de perte (gain) de change. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe comme une couverture de l’exposition au risque de change lié aux flux de trésorerie découlant des remboursements des intérêts et du capital des effets. Le gain ou la perte lié aux variations de juste valeur du swap est comptabilisé initialement dans les AERE et une tranche de cette variation est par la suite reclassée du cumul des AERE dans les résultats à chaque date de présentation de l’information pour contrebalancer le gain ou la perte de change visant les effets. En septembre 2019, la société a conclu des swaps de taux d’intérêt différé afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié aux paiements trimestriels d’intérêt entre le 1er juil et 2024 et le 1er juil et 2029 sur les effets subordonnés non garantis (note 9 e)). La société a désigné la totalité du notionnel des trois swaps de taux d’intérêt où la société paie un taux variable et reçoit un taux fixe à titre de couverture des paiements de taux d’intérêt variable trimestriels à venir associés aux effets subordonnés non garantis.

Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers (suite) b)
			Instruments dérivés (suite)
		i )	Couvertures de flux de trésorerie (suite)
			Le tableau suivant résume les AERE attribuables aux instruments financiers dérivés désignés comme couvertures des flux de trésorerie :
				2019	2018
			Partie efficace de la couverture des flux de trésorerie			19 177 $	1 567 $
			Amortissement de la couverture des flux de trésorerie	(33)	(33)
			Montant reclassé du cumul des AERE	(8 564)	(4 224)
			AERE attribuables aux actionnaires d’APUC			10 580 $	(2 690) $
			La société s’attend à ce que des gains latents de 8 704 $ et de 2 203 $, actuel ement classés dans le cumul des AERE, soient reclassés, déduction faite des impôts, dans les ventes d’énergie à tarifs non réglementés et les intérêts débiteurs, respectivement, au cours des douze prochains mois lorsque les couvertures sous-jacentes seront réglées.
		i i)		Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger
			La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Canada. APUC gère ce risque principalement au moyen de couvertures naturel es en utilisant la dette à long terme canadienne pour financer ses activités au Canada et une combinaison de contrats de change à terme et d’achats au comptant. APUC ne conclut des contrats de change à terme qu’avec de grandes institutions financières nord-américaines dont la note de crédit est d’au moins A, ce qui réduit le risque de crédit lié aux contrats à terme. La société a déterminé que la monnaie fonctionnel e de ses établissements au Canada était le dollar canadien et qu’el e courait un risque de change à l’égard de ses transactions conclues en dol ars américains. La société désigne les montants empruntés aux termes de ses facilités de crédit renouvelables et de crédit bancaire libel ées en dollars américains comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales aux États-Unis. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de change de 35 277 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 (perte de change de 28 705 $ en 2018) a été comptabilisé dans les AERE. Paral èlement aux placements de débentures de 150 000 $ CA, de 200 000 $ CA et de 300 000 $ CA faits respectivement en décembre 2012, en janvier 2014 et en janvier 2017, la société a conclu des swaps de devises, coïncidant avec la durée des débentures, pour convertir efficacement en dollars américains le placement libellé en dollars canadiens. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe-fixe et les montants à court terme à payer en dol ars américains découlant des ajustements mensuels du règlement de swap comme une couverture de l’exposition au risque de change de son placement net dans les activités américaines du groupe Énergies renouvelables. Le gain ou la perte découlant des variations de la juste valeur du swap et les gains ou les pertes de change connexes sur les montants à payer en dol ars américains qui sont désignés, et qui sont efficaces, comme couvertures du placement net dans un établissement à l’étranger sont présentés de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de 15 946 $ (perte de 41 244 $ en 2018) a été comptabilisé dans les AERE en 2019.
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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers (suite) b)
			Instruments dérivés (suite)
		iv)		Autres dérivés La société répond aux besoins en énergie de divers clients aux termes de contrats à taux fixes. La centrale hydroélectrique Tinker devrait fournir une partie de l’énergie nécessaire pour répondre aux besoins de ces clients; cependant, APUC prévoit devoir acheter une partie de l’énergie nécessaire aux tarifs au comptant d’ISO-NE pour compléter son offre d’énergie. Pour atténuer ce risque, APUC a recours à des contrats d’achat à terme d’énergie, lesquels sont classés comme des instruments dérivés. APUC a conclu des contrats de dérivés sur l’électricité qui consistent en des swaps à taux fixe-variable à règlement net selon lesquels APUC verse un prix fixe et reçoit le prix variable ou indexé sur une quantité notionnelle d’énergie sur la durée résiduel e du contrat à un tarif moyen, comme indiqué dans le tableau ci-après. Ces contrats ne sont pas comptabilisés en tant qu’instruments de couverture et, par conséquent, les variations de la juste valeur sont portées en résultat à mesure qu’elles se produisent. La société est exposée aux fluctuations des taux d’intérêt en ce qui a trait à certaines de ses obligations sur sa dette à taux variable, y compris les titres d’emprunt relatifs à certains projets et ses facilités de crédit renouvelables, à ses swaps de taux d’intérêt ainsi qu’aux intérêts réalisés sur les fonds en caisse. La société est exposée aux variations des taux de change en ce qui a trait à la tranche de son dividende déclaré et payable en dol ars américains. Pour atténuer ce risque, APUC a recours à des contrats de change à terme. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, une perte de change de 983 $ (gain de change de 1 115 $ en 2018) a été comptabilisée dans les états des résultats consolidés. Ces contrats de change à terme n’étaient pas comptabilisés en tant qu’instruments de couverture. Pour ce qui est des dérivés non désignés comme couvertures, les variations de la juste valeur sont immédiatement comptabilisées en résultat. Le tableau suivant indique l’incidence sur les états des résultats consolidés des instruments financiers dérivés non désignés comme couvertures :
				2019	2018
			Variation de la perte latente (du gain latent) sur les instruments
			financiers dérivés :
							Contrats dérivés sur l’énergie		(530) $	77 $
							Contrat de change à terme	904	(1 230)
			Variation totale de la perte latente (du gain latent) sur les
			instruments financiers dérivés			374 $	(1 153) $
			Perte réalisée (gain réalisé) sur les instruments financiers
			dérivés :
							Contrats dérivés sur l’énergie	227	(73)
							Contrat de change à terme	(147)	115
			Total de la perte réalisée sur les instruments financiers dérivés	80 $	42 $
			Perte (gain) sur les instruments financiers dérivés non
			comptabilisés comme des couvertures	454	(1 111)
			Comptabilité de couverture abandonnée (note 24 b) i )) et autre	(15 810)	632
						(15 356) $	(479) $
			Montants comptabilisés dans les états des résultats consolidés :
							Perte (gain) sur les instruments financiers dérivés		(16 113) $	636 $
							Perte (gain) de change	757	(1 115)
						(15 356) $	(479) $

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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers (suite)
		c)	Gestion des risques
			Dans le cours normal de ses activités, la société est exposée à des risques financiers qui peuvent avoir une incidence sur ses résultats d’exploitation. El e a recours à des stratégies de gestion des risques afin d’atténuer autant que possible ces risques de façon économique. Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer son exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation. La présente note donne des informations sur la nature et l’étendue de l’exposition de la société aux risques liés aux instruments financiers, y compris le risque de crédit et le risque de liquidité, ainsi que sur la façon dont el e gère ces risques. Risque de crédit Le risque de crédit s’entend de la possibilité que la société subisse une perte imprévue si un client ou une contrepartie à un instrument financier ne respecte pas ses obligations contractuel es. Les instruments financiers de la société qui sont exposés à des concentrations de risque de crédit sont principalement la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les effets à recevoir et les instruments financiers dérivés. La société limite son exposition au risque de crédit lié aux équivalents de trésorerie en veillant à ce que la trésorerie disponible soit déposée auprès des principaux prêteurs avec lesquels elle fait affaire, qui ont tous une notation de crédit d’au moins A. Selon la société, le risque associé aux débiteurs du groupe Énergies renouvelables est négligeable, étant donné que plus de 87 % des produits tirés de la production d’énergie proviennent de clients importants du secteur des services publics dont le crédit est noté Baa2 ou plus par Moody’s, ou BBB ou plus par S&P, ou BBB ou plus par DBRS. Les produits sont généralement facturés et perçus dans un délai de 45 jours. Les produits restants sont surtout réalisés par le groupe Services à tarifs réglementés et tirés des services de distribution d’eau et de traitement des eaux usées et des services publics d’électricité et de gaz naturel aux États-Unis et au Canada. À cet égard, le risque de crédit lié aux soldes débiteurs du groupe Services à tarifs réglementés de 200 594 $ est réparti entre des milliers de clients. La société a mis en place des processus de surveillance et d’évaluation continue de ce risque. Ainsi, la société procède à des vérifications de la solvabilité des nouveaux clients et exige d’eux des dépôts de garantie. De plus, les organismes de réglementation régissant les activités du groupe Services à tarifs réglementés permettent qu’une charge raisonnable au titre des créances irrécouvrables soit incorporée aux tarifs, ce qui fait en sorte que le montant est ultimement recouvré auprès des clients. Au 31 décembre 2019, l’exposition maximale de la société au risque de crédit lié à ces instruments financiers s’établissait comme suit :
				31 décembre 2019
				$ CA	$ US
			Trésorerie et équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à
			restrictions			53 619 $	45 989 $
			Débiteurs	42 987	231 006
			Provision pour créances douteuses	(89)	(4 850)
			Effets à recevoir	15 963	50 680
						112 480 $	322 825 $


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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes des états financiers consolidés 31 décembre 2019 et 2018 (en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
24.		Instruments financiers (suite) c)
			Gestion des risques (suite) En outre, la société surveille continuellement la solvabilité des contreparties à l’égard des contrats de change, des contrats de taux d’intérêt et des contrats dérivés sur l’énergie avant le règlement, et évalue la capacité de chaque contrepartie à réaliser les transactions prévues dans les contrats. Les contreparties sont essentiel ement des institutions financières. Cette concentration de contreparties peut avoir une incidence, positive ou négative, sur l’exposition globale de la société au risque de crédit, les contreparties pouvant être touchées de manière similaire par les variations des conditions économiques, réglementaires ou autres. Risque de liquidité Le risque de liquidité s’entend du risque que la société ne soit pas en mesure de respecter ses obligations financières à leur échéance. Pour gérer le risque de liquidité, la société a pour stratégie de s’assurer de disposer de liquidités suffisantes pour pouvoir faire face à ses obligations à leur échéance. Au 31 décembre 2019, en plus des fonds en caisse de 62 485 $, la société pouvait emprunter 1 047 216 $ aux termes de ses facilités de crédit de premier rang. Chacune des facilités de crédit renouvelables de la société comporte toutefois des clauses restrictives imposant un plafond d’emprunt. Les obligations de la société viennent à échéance comme suit :
				Échéant à
				moins	Échéant dans	Échéant dans	Échéant après
				de 1 an	2 ou 3 ans	4 ou 5 ans	5 ans	Total
			Obligations découlant
			de la dette à long
			terme	602 028 $ 468 740 $ 600 721 $ 2 260 416 $ 3 931 905 $
			Débentures
			convertibles						—	—	—				346	346
			Avances sous forme
			d’aide à la
			construction	1 165						—	—	59 663	60 828
			Intérêts sur la dette à
			long terme	185 231	318 469	257 443	992 116	1 753 259
			Obligations d’achat	458 288						—	—				—	458 288
			Obligation
			environnementale	14 970	20 850							1 128	21 536	58 484
			Instruments financiers
			dérivés :
			Swap de devises	4 149	69 099							3 851	4 666	81 765
			Contrats dérivés sur
			l’énergie et
			contrats sur les
			produits de base	1 631						909	—				359	2 899
			Autres obligations	39 115						2 120		2 696	109 094	153 025
			Total des obligations 1 306 577 $ 880 187 $ 865 839 $ 3 448 196 $ 6 500 799 $
25.			Chiffres correspondants Certains des chiffres correspondants ont été reclassés pour que leur présentation soit conforme à la présentation adoptée pour l’exercice considéré.

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