Try our mobile app

Published: 2023-05-11
<<<  go to AQN company page
Unaudited Interim Consolidated Financial Statements ofAlgonquin Power & Utilities Corp.For the three months ended March 31, 2023 and 2022
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Operations
Three months ended
(thousands of U.S. dollars, except per share amounts)March 31
 20232022
Revenue
Regulated electricity distribution$  315,602  $  280,694 
Regulated natural gas distribution 271,138   263,434 
Regulated water reclamation and distribution 87,421   78,631 
Non-regulated energy sales 78,716   85,760 
Other revenue 25,750   24,718 
 778,627   733,237 
Expenses
Operating expenses 220,287   212,002 
Regulated electricity purchased 125,580   99,183 
Regulated natural gas purchased 137,701   132,566 
Regulated water purchased 3,869   2,823 
Non-regulated energy purchased 7,806   12,939 
Administrative expenses 17,833   17,452 
Depreciation and amortization 121,641   119,964 
Loss on foreign exchange 1,436   262 
 636,153   597,191 
Gain on sale of renewable assets —   1,200 
Operating income 142,474   137,246 
Interest expense (note 7) (81,918)   (57,943) 
Income (loss) from long-term investments (note 6) 220,012   (10,689) 
Other net losses (note 16) (3,462)   (4,730) 
Pension and other post-employment non-service costs (note 8) (4,961)   (2,578) 
Gain on derivative financial instruments (note 21(b)(iv)) 2,166   744 
Earnings before income taxes 274,311   62,050 
Income tax expense (note 15)
Current (6,500)   (6,304) 
Deferred (18,201)   (3,148) 
 (24,701)   (9,452) 
Net earnings 249,610   52,598 
Net effect of non-controlling interests (note 14)
Non-controlling interests 26,579   40,942 
Non-controlling interests held by related party (6,050)   (2,575) 
$ 20,529  $ 38,367 
Net earnings attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp.$  270,139  $ 90,965 
Preferred shares, Series A and preferred shares, Series D dividend (note 12) 2,092   2,220 
Net earnings attributable to common shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp.$  268,047  $ 88,745 
Basic and diluted net earnings per share (note 17)$ 0.39  $ 0.13 
 See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Comprehensive Income
 
Three months ended
(thousands of U.S. dollars)March 31
 20232022
Net earnings $ 249,610  $ 52,598 
Other comprehensive income (loss) (“OCI”):
Foreign currency translation adjustment, net of tax expense of $380 and recovery of $3,310, respectively (notes 21(b)(iii) and 21(b)(iv))
 15,425   7,845 
Change in fair value of cash flow hedges, net of tax recovery  of $3,915 and $22,298, respectively (note 21(b)(ii))
 17,865   (58,886) 
Change in pension and other post-employment benefits, net of tax recovery of $164 and expense of $2, respectively
 (480)   7 
OCI, net of tax 32,810   (51,034) 
Comprehensive income  282,420   1,564 
Comprehensive loss attributable to the non-controlling interests (20,714)   (37,680) 
Comprehensive income attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp.
$ 303,134  $ 39,244 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Balance Sheets
(thousands of U.S. dollars)
March 31,December 31,
 20232022
ASSETS
Current assets:
Cash and cash equivalents$ 61,044  $ 57,623 
Trade and other receivables, net (note 4) 514,294   528,057 
Fuel and natural gas in storage 62,856   95,350 
Supplies and consumables inventory 140,416   129,571 
Regulatory assets (note 5) 160,190   190,393 
Prepaid expenses 71,071   58,653 
Derivative instruments (note 21) 10,118   12,270 
Other assets 26,916   22,564 
 1,046,905   1,094,481 
Property, plant and equipment, net  12,049,389    11,944,885 
Intangible assets, net 99,031   96,683 
Goodwill 1,331,080   1,320,579 
Regulatory assets (note 5) 1,105,136   1,081,108 
Long-term investments (note 6)
Investments carried at fair value 1,523,520   1,344,207 
Other long-term investments 508,451   462,325 
Derivative instruments (note 21) 55,035   71,630 
Deferred income taxes  78,721   84,416 
Other assets 129,826   127,299 
$  17,927,094  $ 17,627,613 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Balance Sheets (continued)
(thousands of U.S. dollars)
March 31,December 31,
 20232022
LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
Accounts payable$ 144,168  $ 186,080 
Accrued liabilities 429,640   555,792 
Dividends payable (note 12) 74,774   125,655 
Regulatory liabilities (note 5) 73,402   69,865 
Long-term debt (note 7) 515,595   423,274 
Other long-term liabilities (note 9) 126,241   134,212 
Derivative instruments (note 21) 14,278   32,491 
Other liabilities 9,655   7,091 
 1,387,753    1,534,460 
Long-term debt (note 7) 7,333,362    7,088,743 
Regulatory liabilities (note 5) 551,357   558,317 
Deferred income taxes  580,786   565,639 
Derivative instruments (note 21) 118,043   137,830 
Pension and other post-employment benefits obligation 124,806   125,579 
Other long-term liabilities (note 9) 456,113   461,230 
 9,164,467    8,937,338 
Redeemable non-controlling interests (note 14)
Redeemable non-controlling interest, held by related party (note 13(b)) 307,909   307,856 
Redeemable non-controlling interests 11,145   11,520 
 319,054   319,376 
Equity:
Preferred shares 184,299   184,299 
Common shares (note 10(a)) 6,223,301    6,183,943 
Additional paid-in capital 776   9,413 
Deficit (805,515)   (997,945) 
Accumulated other comprehensive loss (“AOCI”) (note 11) (127,068)   (160,063) 
Total equity attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp. 5,475,793    5,219,647 
Non-controlling interests
Non-controlling interests - tax equity partnership units 1,192,199    1,225,608 
Other non-controlling interests 336,042   333,362 
Non-controlling interest, held by related party (note 13(c)) 51,786   57,822 
 1,580,027    1,616,792 
Total equity 7,055,820    6,836,439 
Commitments and contingencies (note 19)Subsequent events (notes 3, 5 and 7(a))
$  17,927,094  $ 17,627,613 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statement of Equity
(thousands of U.S. dollars)
For the three months ended March 31, 2023     
Algonquin Power & Utilities Corp. Shareholders
AdditionalNon-
CommonPreferredpaid-incontrolling
sharessharescapitalDeficitAOCIinterestsTotal
Balance, December 31, 
2022
$  6,183,943  $  184,299  $ 9,413  $  (997,945)  $  (160,063)  $  1,616,792  $  6,836,439 
Net earnings —   —   —   270,139   —   (20,529)   249,610 
Effect of redeemable non-
controlling interests not 
included in equity     
(note 14) —   —   —   —   —   (5,719)   (5,719) 
OCI —   —   —   —   32,995   (185)   32,810 
Dividends declared and 
distributions to non-
controlling interests —   —   —   (47,002)   —   (19,414)   (66,416) 
Dividends and issuance of 
shares under dividend 
reinvestment plan 30,482   —   —   (30,482)   —   —   — 
Contributions received 
from non-controlling 
interests, net of cost —   —   —   —   —   9,082   9,082 
Common shares issued 
under employee share 
purchase plan 1,708   —   —   —   —   —   1,708 
Share-based 
compensation —   —   1,093   —   —   —   1,093 
Common shares issued 
pursuant to share-based 
awards 7,168   —   (9,730)   (225)   —   —   (2,787) 
Balance, March 31, 2023 $  6,223,301  $  184,299  $ 776  $  (805,515)  $  (127,068)  $  1,580,027  $  7,055,820 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statement of Equity (continued)
 
(thousands of U.S. dollars)
For the three months ended March 31, 2022     
Algonquin Power & Utilities Corp. Shareholders
AdditionalNon-
CommonPreferredpaid-incontrolling
sharessharescapitalDeficitAOCIinterestsTotal
Balance, December 31, 
2021$ 6,032,792  $  184,299  $ 2,007  $  (288,424)  $  (71,677)  $ 1,523,082  $ 7,382,079 
Net earnings $ —   —   —   90,965   —   (38,367)   52,598 
Effect of redeemable non-
controlling interests not 
included in equity     
(note 14) —   —   —   —   —   (1,196)   (1,196) 
OCI —   —   —   —   (51,721)   687   (51,034) 
Dividends declared and 
distributions to non-
controlling interests —   —   —   (96,254)   —   (16,558)    (112,812) 
Dividends and issuance of 
shares under dividend 
reinvestment plan 21,540   —   —   (21,540)   —   —   — 
Contributions received 
from non-controlling 
interests, net of cost —   —   —   —   —   3,730   3,730 
Common shares issued 
upon conversion of 
convertible debentures 6   —   —   —   —   —   6 
Common shares issued 
under employee share 
purchase plan 1,306   —   —   —   —   —   1,306 
Share-based 
compensation —   —   1,622   —   —   —   1,622 
Common shares issued
pursuant to share-based
awards 1,605   —   (2,471)   (626)   —   —   (1,492) 
Balance, March 31, 2022 $  6,057,249  $  184,299  $ 1,158  $  (315,879)  $  (123,398)  $  1,471,378  $  7,274,807 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.Unaudited Interim Consolidated Statements of Cash Flows
(thousands of U.S. dollars)Three months ended March 31,
 20232022
Cash provided by (used in):Operating activities
Net earnings$ 249,610  $ 52,598 
Adjustments and items not affecting cash:
Depreciation and amortization 121,641   119,964 
Deferred taxes 18,201   3,148 
Initial value and unrealized gain on derivative financial instruments (4,969)   (68) 
Share-based compensation  696   (365) 
Cost of equity funds used for construction purposes (658)   (509) 
Change in value of investments carried at fair value (179,384)   40,507 
Pension and post-employment expense lower than contributions (2,057)   (5,613) 
Distributions received from equity investments, net of income (2,034)   2,102 
Other (2,037)   2,605 
Net change in non-cash operating items (note 20) (164,791)   (48,148) 
 34,218   166,221 
Financing activities
Increase in long-term debt 429,984   1,951,005 
Repayments of long-term debt (203,776)   (676,685) 
Net change in commercial paper 92,800   (338,700) 
Issuance of common shares, net of costs 1,708   1,306 
Cash dividends on common shares (95,893)   (93,381) 
Dividends on preferred shares (2,092)   (2,220) 
Production-based cash contributions from non-controlling interest 9,082   3,730 
Distributions to non-controlling interests, related party (note 14) (12,056)   (10,006) 
Distributions to non-controlling interests (12,338)   (8,349) 
Payments upon settlement of derivatives (945)   (26,254) 
Shares surrendered to fund withholding taxes on exercised share options (568)   (626) 
Increase in other long-term liabilities 4,430   5,199 
Decrease in other long-term liabilities (20,074)   (1,234) 
 190,262   803,785 
Investing activities
Additions to property, plant and equipment and intangible assets (169,749)   (327,699) 
Increase in long-term investments (47,605)   (47,257) 
Acquisitions of operating entities —   (632,711) 
Increase in other assets (1,850)   (2,464) 
Receipt of principal on development loans receivable —   122 
Decrease in long-term investments —   2,403 
 (219,204)   (1,007,606) 
Effect of exchange rate differences on cash and restricted cash 503   562 
Increase (decrease) in cash, cash equivalents and restricted cash 5,779   (37,038) 
Cash, cash equivalents and restricted cash, beginning of period 101,185   161,389 
Cash, cash equivalents and restricted cash, end of period$ 106,964  $ 124,351 
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Cash Flows (continued)
(thousands of U.S. dollars)Three months ended March 31,
20232022
Supplemental disclosure of cash flow information:Cash paid during the period for interest expense
$ 102,712  $ 61,606 
Cash paid during the period for income taxes$ 2,041  $ 1,210 
Cash received during the period for distributions from equity investments$ 28,281  $ 30,792 
Non-cash financing and investing activities:Property, plant and equipment acquisitions in accruals
$ 99,587  $ 83,319 
Issuance of common shares under dividend reinvestment plan and share-based compensation plans$ 39,358  $ 24,451 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements                                                                                                           
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
Algonquin  Power  &  Utilities  Corp.  (“AQN”  or  the  “Company”)  is  an  incorporated  entity  under  the  Canada  Business Corporations Act. AQN's operations are organized across two primary business units consisting of the Regulated Services Group and the Renewable Energy Group. The Regulated Services Group owns and operates a portfolio of regulated electric, water  distribution  and  wastewater  collection,  and  natural  gas  utility  systems  and  transmission  operations  in  the  United States, Canada, Bermuda and Chile; the Renewable Energy Group owns and operates, or has investments in, a diversified portfolio of non-regulated renewable and thermal energy generation assets. 
1.Significant accounting policies(a)
Basis of preparationThe accompanying unaudited interim consolidated financial statements and notes have been prepared in accordance with generally accepted accounting principles in the United States (“U.S. GAAP”) and follow disclosure required under Regulation S-X provided by the U.S. Securities and Exchange Commission. In the  opinion  of  management,  the  unaudited  interim  consolidated  financial  statements  include  all adjustments that are of a recurring nature and necessary for a fair presentation of the results of interim operations.The significant accounting policies applied to these unaudited interim consolidated financial statements of AQN are consistent with those disclosed in the consolidated financial statements of AQN as of and for the year ended December 31, 2022.
(b)SeasonalityAQN's  operating  results  are  subject  to  seasonal  fluctuations  that  could  materially  impact  quarter-to-quarter  operating  results  and,  thus,  one  quarter's  operating  results  are  not  necessarily  indicative  of  a subsequent quarter's operating results. Where decoupling mechanisms exist, total volumetric revenue is prescribed  by  the  applicable  regulatory  authority  and  is  not  affected  by  usage.  AQN's  electrical distribution  utilities  can  experience  higher  or  lower  demand  in  the  summer  or  winter  depending  on  the specific regional weather and industry characteristics. AQN’s water and wastewater utility assets’ revenues fluctuate depending on the demand for water, which is normally higher during drier and hotter months of the  summer.  During  the  winter  period,  natural  gas  distribution  utilities  generally  experience  higher demand  than  during  the  summer  period.  AQN’s  hydroelectric  energy  assets  are  primarily  “run-of-river” and,  as  such,  fluctuate  with  the  natural  water  flows.  During  the  winter  and  summer  periods,  flows  are generally slower, while during the spring and fall periods flows are heavier. For AQN's wind energy assets, wind resources are typically stronger in spring, fall and winter, and weaker in summer. AQN's solar energy assets generally experience greater insolation in summer, weaker in winter. 
(c)Foreign currency translationAQN’s  reporting  currency  is  the  U.S.  dollar.  Within  these  unaudited  interim  consolidated  financial statements, the Company denotes any amounts denominated in Canadian dollars with “C$”, in Chilean pesos with "CLP" and in Chilean Unidad de Fomento with "CLF" immediately prior to the stated amount. 
2.  Recently issued accounting pronouncements(a)
Recently adopted accounting pronouncementsThe FASB issued ASU 2022-04, Liabilities — Supplier Finance Programs (Subtopic 405-50): Disclosure of  Supplier  Finance  Program  Obligations,  which  require  that  a  buyer  in  a  supplier  finance  program disclose  sufficient  information  about  the  program  to  allow  a  user  of  financial  statements  to  understand the program’s nature, activity during the period, changes from period to period, and potential magnitude. See note 21(c) for details. 
(b)Recently issued accounting guidance not yet adopted
The  FASB  issued  ASU  2023-02,  Accounting  for  Investments  in  Tax  Credit  Structures  Using  the 
Proportional  Amortization  Method  —  a  consensus  of  the  Emerging  Issues  Task  Force,  which  permits  a 
reporting entity, if certain conditions are met, to elect to account for its tax equity investments by using 
the proportional amortization method regardless of the program from which it receives income tax credits. 
The  amendments  in  this  update  are  effective  for  fiscal  years  beginning  after  December  15,  2023, 
including interim periods within those fiscal years. Early adoption is permitted. The Company is currently 
assessing the applicability and potential impact of the new guidance.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
3.Business acquisitionKentucky Power Company and AEP Kentucky Transmission Company, Inc
.
On  October  26,  2021,  Liberty  Utilities  Co.,  an  indirect  subsidiary  of  AQN,  entered  into  an  agreement  (the 
“Kentucky Acquisition Agreement”) with American Electric Power Company, Inc. (“AEP”) and AEP Transmission 
Company,  LLC  to  acquire  Kentucky  Power  Company  and  AEP  Kentucky  Transmission  Company,  Inc.  (the 
“Kentucky  Power  Transaction”).    On  April  17,  2023,  Liberty  Utilities  Co.  mutually  agreed  with  AEP  and  AEP 
Transmission Company, LLC to terminate the Kentucky Acquisition Agreement. The Company is assessing whether 
costs  incurred  in  preparation  for  the  Kentucky  Power  Transaction  should  be  written-off.  The  Company  has  not 
finalized the assessment. 
4.Accounts receivableAccounts  receivable  as  of  March  31,  2023  include  unbilled  revenue  of  $108,418  (December  31,  2022  - $149,015) from the Company’s regulated utilities. Accounts receivable as of March 31, 2023 are presented net of allowance for doubtful accounts of $27,954 (December 31, 2022 - $24,857). 
5.Regulatory mattersThe  operating  companies  within  the  Regulated  Services  Group  are  subject  to  regulation  by  the  respective jurisdictions  in  which  they  operate.  The  respective  Regulators  have  jurisdiction  with  respect  to  rate,  service, accounting  policies,  issuance  of  securities,  acquisitions  and  other  matters.  Except  for  ESSAL,  these  utilities operate  under  cost-of-service  regulation  as  administered  by  these  authorities.  The  Company’s  regulated  utility operating companies are accounted for under the principles of ASC 980, Regulated Operations. Under ASC 980, regulatory  assets  and  liabilities  that  would  not  be  recorded  under  U.S.  GAAP  for  non-regulated  entities  are recorded to the extent that they represent incurred charges or credits that are probable of being recovered from or refunded to customers through the rate setting process.
At any given time, the Company can have several regulatory proceedings underway. The financial effects of these proceedings are reflected in the unaudited interim consolidated financial statements based on regulatory approval obtained  to  the  extent  that  there  is  a  financial  impact  during  the  applicable  reporting  period.  The  following regulatory proceedings were recently completed:
UtilityState or Regulatory Details
countryproceeding type
Apple Valley California General rate On  February  3,  2023,  the  California  Public  Utilities  Commission 
Water Systemreview(“CPUC”)  issued  a  final  order  authorizing  an  annual  revenue 
increase of $1,412.  New rates became effective in March 2023 
retroactive  to  July  1,  2022.  The  retroactive  impact  of  this  final 
order was recorded in the first quarter of 2023.
Park Water California General rate On February 3, 2023, the CPUC issued a final order authorizing an 
Systemreviewannual  revenue  increase  of $1,105.    New  rates  became  effective 
in March 2023 retroactive to July 1, 2022. The retroactive impact 
of this final order was recorded in the first quarter of 2023.
CalPeco Electric California General rate Subsequent to quarter-end, on April 27, 2023, the CPUC issued a 
Systemreviewfinal  order  approving  a  revenue  increase  of  $26,979.  New  rates 
will  be  effective  in  June  2023  retroactive  to  January  2022.  The 
retroactive impact of this final order is expected to be recorded in 
the second quarter of 2023.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
5.Regulatory matters (continued)Regulatory assets and liabilities consist of the following:
March 31,December 31,
20232022
Regulatory assets
Fuel and commodity cost adjustments 366,029   388,294 
Retired generating plant 175,847   174,609 
Rate adjustment mechanism 133,898   136,198 
Income taxes 97,225   97,414 
Deferred capitalized costs 95,094   90,121 
Pension and post-employment benefits 83,501   80,736 
Wildfire mitigation and vegetation management 69,862   66,156 
Environmental remediation 69,602   70,529 
Clean energy and other customer programs 29,970   28,145 
Asset retirement obligation 27,390   27,172 
Debt premium 23,472   24,888 
Cost of removal 11,084   11,084 
Rate review costs 9,063   9,481 
Long-term maintenance contract 6,409   6,504 
Other 66,880   60,170 
Total regulatory assets$  1,265,326  $  1,271,501 
Less: current regulatory assets (160,190)   (190,393) 
Non-current regulatory assets$  1,105,136  $  1,081,108 
Regulatory liabilities
Income taxes$ 308,342  $ 312,671 
Cost of removal 189,427   191,173 
Pension and post-employment benefits 75,169   68,085 
Fuel and commodity costs adjustments 20,604   24,991 
Clean energy and other customer programs 10,635   11,572 
Rate adjustment mechanism 1,587   343 
Other 18,995   19,347 
Total regulatory liabilities$ 624,759  $ 628,182 
Less: current regulatory liabilities (73,402)   (69,865) 
Non-current regulatory liabilities$ 551,357  $ 558,317 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
6.Long-term investmentsLong-term investments consist of the following:
March 31,December 31,
20232022
Long-term investments carried at fair value
Atlantica$  1,447,344  $  1,268,140 
 Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. 74,386   74,083 
Other 1,790   1,984 
$  1,523,520  $  1,344,207 
Other long-term investments
Equity-method investees (a)$ 394,299  $ 381,802 
Development loans receivable from equity-method investees (a) 86,540   52,923 
 Other 27,612   27,600 
$ 508,451  $ 462,325 
Income (loss) from long-term investments for the three months ended March 31 is as follows:
Three months ended March 31,
20232022
Fair value gain (loss) on investments carried at fair value
Atlantica$ 179,204  $ (33,784) 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. 196   (6,580) 
Other (16)   (143) 
$ 179,384  $ (40,507) 
Dividend and interest income from investments carried at fair value
Atlantica$ 21,789  $ 21,544 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. 5,857   7,294 
Other 10   (2) 
$ 27,656  $ 28,836 
Other long-term investments
Equity method income (loss) 2,281   (4,531) 
Interest and other income 10,691   5,513 
$ 12,972  $ 982 
Income (loss) from long-term investments$ 220,012  $ (10,689) 
(a)Equity-method investees and development loans receivable from equity investeesThe  Renewable  Energy  Group  has  non-controlling  interests  in  operating  renewable  energy  facilities  and projects  under  construction.  The  Regulated  Services  Group  has  non-controlling  interest  in  a  power transmission  line  project  under  construction  and  other  non-regulated  operating  entities  owned  by  its utilities. The Liberty Development JV Inc. platform for non-regulated renewable energy, water and other sectors  is  reported  under  Corporate.  In  total,  the  Company  has  non-controlling  interests  in  various corporations,  partnerships  and  joint  ventures  with  a  total  carrying  value  of  $394,299  (December  31, 2022 - $381,802), including investments in variable interest entities ("VIEs") of $125,303 (December 31, 2022 - $122,752). 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
6.Long-term investments (continued)(a)
Equity-method investees and development loans receivable from equity investees (continued)During the three months ended March 31, 2023, the Company made capital contributions of $10,309 to the  Texas  Coastal  Wind  Facilities  (Stella,  Cranell,  East  Raymond  and  West  Raymond)  and  $5,805  to projects under construction.Summarized combined information for AQN's investments in partnerships and joint ventures is as follows:
March 31,December 31,
20232022
Total assets$ 2,781,053  $  2,740,132 
Total liabilities 1,537,750   1,507,079 
Net assets$ 1,243,303  $  1,233,053 
AQN's ownership interest in the entities 342,140   332,663 
Difference between investment carrying amount and underlying 
equity in net assets(a) 52,159   49,139 
AQN's investment carrying amount for the entities$ 394,299  $ 381,802 
(a)  The  difference  between  the  investment  carrying  amount  and  the  underlying  equity  in  net  assets  relates  primarily  to development fees, interest capitalized while the projects are under construction, the fair value of guarantees provided by the Company in regards to the investments and transaction costs.
Summarized combined information for AQN's equity method investees (presented at 100%) is as follows:
Three months ended March 31,
20232022
Revenue$ 26,146  $ 8,871 
Net income (loss)$ 5,541  $ (7,774) 
Other comprehensive loss (a)$ (10,653)  $ (95,518) 
Net income (loss) attributable to AQN$ 2,281  $ (4,531) 
Other comprehensive loss attributable to AQN (a)$ (4,368)  $ (48,599) 
(a) Other comprehensive loss represents the Company’s proportion of the change in fair value, recorded in OCI at the investee level, on energy derivative financial instruments designated as a cash flow hedge.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
6.Long-term investments (continued)(a)
Equity-method investees and development loans receivable from equity investees (continued)Except  for  Liberty  Development  Energy  Solutions  B.V.  (“Liberty  Development  Energy  Solutions”),  the development projects are considered VIEs due to the level of equity at risk and the disproportionate voting and  economic  interests  of  the  shareholders.  The  Company  has  committed  loan  and  credit  support facilities with some of its equity investees. During construction, the Company has agreed to provide cash advances  and  credit  support  for  the  continued  development  and  construction  of  the  equity  investees' projects. As of March 31, 2023, the Company had issued letters of credit and guarantees of performance obligations under: a security of performance for a development opportunity; wind turbine and solar panel supply agreements; interconnection agreements; engineering, procurement and construction agreements; energy purchase agreements; and construction loan agreements. The fair value of the support provided to all equity-investees as of March 31, 2023 amounts to $9,835 (December 31, 2022 - $8,824).
Summarized combined information for AQN's VIEs is as follows:
March 31,December 31,
20232022
AQN's maximum exposure in regards to VIEs
Carrying amount$ 125,303  $ 122,752 
Development loans receivable 86,540   52,923 
Performance guarantees and other commitments on behalf of VIEs 812,649   658,224 
$  1,024,492  $ 833,899 
The commitments are presented on a gross basis assuming no recoverable value in the assets of the VIEs. In addition, as of March 31, 2023, the Company had issued $114,998 in letters of credit and guarantees of performance obligations under energy purchase agreements and decommissioning obligations on behalf of operating equity-method investees which are not considered VIEs.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
7.Long-term debtLong-term debt consists of the following:
Weighted 
March 31,December 31,
average 
Borrowing typecouponMaturityPar value20232022
Senior unsecured revolving credit 
facilities (a) — 2024-2028N/A $ 595,018  $ 351,786 
Senior unsecured bank credit
facilities and delayed draw term
facility — 2023-2031N/A  782,362   773,643 
Commercial paper — 2023N/A  499,800   407,000 
U.S. dollar borrowings
Senior unsecured notes 
(Green Equity Units) 1.18 %2026 $  1,150,000   1,143,335    1,142,814 
Senior unsecured notes (b) 3.38 % 2023-2047 $  1,490,000   1,481,389    1,496,101 
Senior unsecured utility notes 6.34 % 2023-2035 $ 142,000   153,853   154,271 
Senior secured utility bonds 4.71 % 2026-2044 $ 556,209   553,988   554,822 
Canadian dollar borrowings
Senior unsecured notes 3.68 % 2027-2050 C$ 1,200,000   883,699   882,899 
Senior secured project notes 10.21 %2027 C$ 19,575   14,465   15,024 
Chilean Unidad de Fomento borrowings
Senior unsecured utility bonds 4.05 % 2028-2040 CLF 1,637 16  84,225   77,206 
$  6,192,134  $  5,855,566 
Subordinated borrowings
Subordinated unsecured notes 5.25 %2082 C$  400,000   291,493  $ 291,238 
Subordinated unsecured notes 5.56 % 2078-2082 $  1,387,500   1,365,330    1,365,213 
$  7,848,957  $  7,512,017 
Less: current portion (515,595)   (423,274) 
$  7,333,362  $  7,088,743 
Short-term obligations of $690,386 that are expected to be refinanced using the long-term credit facilities are presented as long-term debt.Long-term debt issued at a subsidiary level (project notes or utility bonds) relating to a specific operating facility is  generally  collateralized  by  the  respective  facility  with  no  other  recourse  to  the  Company.  Long-term  debt issued at a subsidiary level whether or not collateralized generally has certain financial covenants, which must be  maintained  on  a  quarterly  basis.  Non-compliance  with  the  covenants  could  restrict  cash  distributions/dividends to the Company from the specific facilities.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
7.Long-term debt (continued)The following table sets out the bank credit facilities available to AQN and its operating groups:
March 31,December 31,
20232022
Revolving and term credit facilities$  5,097,100  $  4,513,300 
Funds drawn on facilities/ commercial paper issued  (1,877,180)    (1,532,500) 
Letters of credit issued (385,800)   (465,200) 
Liquidity available under the facilities 2,834,120    2,515,600 
Undrawn portion of uncommitted letter of credit facilities (381,300)   (226,900) 
Cash on hand 61,044   57,623 
Total liquidity and capital reserves$  2,513,864  $  2,346,323 
Recent financing activities:(a)
Senior unsecured revolving credit facilitiesCorporateOn  March  31,  2023,  the  Company's  senior  unsecured  revolving  credit  facility  was  amended  and 
restated to increase the borrowing capacity from $500,000 to $1,000,000 with a new maturity date of 
March 31, 2028.On March 31, 2023, the Company entered into a new $75,000 uncommitted bi-lateral credit facility.Regulated Services GroupSubsequent to the quarter-end, the Regulated Services Group elected to terminate the undrawn amount 
of  $489,600  of  its  $1,100,000  senior  unsecured  syndicated  delayed  draw  term  facility  ("the 
"Regulated Services Delayed Draw Term Facility"), which was intended to be used to partially fund the 
Kentucky Power Transaction. The Regulated Services Delayed Draw Term Facility has a maturity date of 
November 29, 2023.
(b)U.S. dollar senior unsecured notes On March 13, 2023, the Company repaid a $15,000 senior unsecured note on its maturity.
As  of  March  31,  2023,  the  Company  had  accrued  $53,155  in  interest  expense  (December  31,  2022  - $70,274). Interest expense for the three months ended March 31, 2023 and 2022 consists of the following:
Three months ended March 31,
20232022
Long-term debt$ 64,805  $ 61,674 
Commercial paper, credit facility draws and related fees 22,926   3,586 
Accretion of fair value adjustments (3,349)   (4,526) 
Capitalized interest and AFUDC capitalized on regulated property (3,675)   (1,211) 
Other 1,211   (1,580) 
$ 81,918  $ 57,943 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
8.Pension and other post-employment benefitsThe  following  table  lists  the  components  of  net  benefit  costs  for  the  pension  plans  and  other  post-employment benefits  (“OPEB”).  Service  cost  is  recorded  as  part  of  operating  expenses  and  non-service  costs  have  been recorded outside of operating income in the unaudited interim consolidated statements of operations.
 Pension benefitsOPEB
Three months ended March 
Three months ended March 31,31,
 2023202220232022
Service cost$ 2,927  $ 3,856 $ 989  $ 1,555 
Non-service costs
Interest cost 8,393   6,063  3,438   2,359 
Expected return on plan assets (8,316)   (10,324)   (2,746)   (2,841) 
Amortization of net actuarial loss (124)   789  (561)   (86) 
Amortization of prior service credits (373)   (403)   (213)   6 
Impact of regulatory accounts 4,095   6,338  1,368   677 
$ 3,675  $ 2,463 $ 1,286  $ 115 
Net benefit cost$ 6,602  $ 6,319 $ 2,275  $ 1,670 
9.Other long-term liabilitiesOther long-term liabilities consist of the following:  
March 31,December 31,
 20232022
Contract adjustment payments$ 95,368  $ 113,876 
Asset retirement obligations 116,002   116,584 
Advances in aid of construction 90,850   88,546 
Environmental remediation obligation 43,350   42,457 
Customer deposits 35,220   34,675 
Unamortized investment tax credits 17,502   17,649 
Deferred credits and contingent consideration 41,138   39,498 
Preferred shares, Series C 11,660   12,072 
Hook-up fees 33,858   32,463 
Lease liabilities 21,701   21,834 
Contingent development support obligations 9,835   8,824 
Note payable to related party 25,808   25,808 
Other 40,062   41,156 
$ 582,354  $ 595,442 
Less: current portion (126,241)   (134,212) 
$ 456,113  $ 461,230 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
10.Shareholders’ capital(a)
Common sharesNumber of common shares 
Three months ended March 31,
20232022
Common shares, beginning of period 683,614,803   671,960,276 
Dividend reinvestment plan 4,370,289   1,625,414 
Exercise of share-based awards (b) 606,960   523,746 
Conversion of convertible debentures —   754 
Common shares, end of period 688,592,052   674,110,190 
On August 15, 2022, AQN re-established an at-the-market equity program (“ATM Program”) that allows the  Company  to  issue  up  to  $500,000  (or  the  equivalent  in  Canadian  dollars)  of  common  shares  from treasury to the public from time to time, at the Company’s discretion, at the prevailing market price when issued  on  the  Toronto  Stock  Exchange,  the  New  York  Stock  Exchange  (“NYSE”)  or  any  other  existing trading market for the common shares of the Company in Canada or the United States.During the three months ended March 31, 2023, the Company did not issue common shares under the ATM  Program.  As  of  May  10,  2023,  the  Company  has  issued,  since  the  inception  of  its  initial  ATM Program in 2019, a cumulative total of 36,814,536 common shares at an average price of $15.00 per share  for  gross  proceeds  of  $551,086  ($544,295  net  of  commissions).  Other  related  costs,  primarily related to the establishment and subsequent re-establishments of the ATM Program, were $4,843.Dividend reinvestment planThe  Company  has  a  common  shareholder  dividend  reinvestment  plan,  which,  when  the  plan  is  active, 
provides an opportunity for holders of AQN’s common shares who reside in Canada, the United States, or, 
subject to AQN’s consent, other jurisdictions, to reinvest the cash dividends paid on their common shares 
in additional common shares which, at AQN’s election, are either purchased on the open market or newly 
issued from treasury. Effective March 3, 2022, common shares purchased under the plan were issued at 
a 3% discount (previously at 5%) to the prevailing market price (as determined in accordance with the 
terms  of  the  plan).  During  the  three  months  ended  March  31,  2023,  AQN  issued  4,370,289  common 
shares  under  the  dividend  reinvestment  plan.  Effective  March  16,  2023,  AQN  suspended  the  dividend 
reinvestment plan. Dividends will only be paid in cash while the reinvestment plan is suspended.
(b)Share-based compensationFor the three months ended March 31, 2023, AQN recorded $696 (2022 - $(365)) in total share-based compensation  expense  (recovery).  The  compensation  expense  is  recorded  with  payroll  expenses  in  the unaudited interim consolidated statements of operations. The portion of share-based compensation costs capitalized as cost of construction is insignificant.As of March 31, 2023, total unrecognized compensation costs related to non-vested share-based awards was $40,565 and is expected to be recognized over a period of 2.47 yearsShare option planDuring  the  three  months  ended  March  31,  2023,  the  Board  of  Directors  of  the  Company  (the  "Board") approved  the  grant  of  1,368,744  options  to  executives  of  the  Company.  The  options  allow  for  the purchase of common shares at a weighted average price of C$10.76, the market price of the underlying common shares at the date of grant. One-third of the options vest on each of December 31, 2023, 2024 and 2025. The options may be exercised up to eight years following the date of grant.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
10.Shareholders’ capital (continued)(b)
Share-based compensation (continued)Share option plan (continued)The following assumptions were used in determining the fair value of share options granted: 
2023
Risk-free interest rate 3.4 %
Expected volatility 27 %
Expected dividend yield 8.6 %
Expected life5.50 years
Weighted average grant date fair value per optionC$1.04
Performance and restricted share unitsDuring the three months ended March 31, 2023, a total of 2,244,916 performance share units ("PSUs") and restricted share units ("RSUs") were granted to employees of the Company. The awards vest based on the  terms  of  each  agreement  ranging  from  February  2023  to  January  2025.  During  the  three  months ended  March  31,  2023,  the  Company  settled  655,081  PSUs  and  RSUs  in  exchange  for  328,069 common shares issued from treasury, and 327,012 PSUs and RSUs were settled at their cash value as payment for tax withholding related to the settlement of the awards.During the three months ended March 31, 2023, the Company settled 52,379 bonus deferral RSUs in exchange for 23,678 common shares issued from treasury, and 28,701 RSUs were settled at their cash value  as  payment  for  tax  withholding  related  to  the  settlement  of  the  awards.  During  the  three  months ended  March  31,  2023,  4,017  bonus  deferral  RSUs  were  granted  to  employees  of  the  Company.  The RSUs are 100% vested. Directors' deferred share unitsDuring  the  three  months  ended  March  31,  2023,  46,091  deferred  share  units  ("DSUs")  were  issued pursuant to the election by Directors of the Company to defer a percentage of their directors' fee in the form of DSUs. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
11.Accumulated other comprehensive income (loss)AOCI consists of the following balances, net of tax:
Pension and 
Foreign Unrealized post-
currency gain (loss) on employment 
cumulative cash flow actuarial 
translationhedgeschangesTotal
Balance, January 1, 2022$ (76,615)  $ (3,514)  $ 8,452  $ (71,677) 
OCI (18,013)   (128,838)   23,722   (123,129) 
Amounts reclassified from AOCI to the 
unaudited interim consolidated statements of 
operations (5,489)   34,543   4,039   33,093 
Net current period OCI$ (23,502)  $ (94,295)  $ 27,761  $ (90,036) 
OCI attributable to the non-controlling 
interests 1,650   —   —   1,650 
Net current period OCI attributable to 
shareholders of AQN (21,852)   (94,295)   27,761   (88,386) 
Balance, December 31, 2022$ (98,467)  $ (97,809)  $ 36,213  $  (160,063) 
OCI 15,857   22,486   23,722   62,065 
Amounts reclassified from AOCI to the 
unaudited interim consolidated statements of 
operations (432)   (4,621)   (24,202)   (29,255) 
Net current period OCI$ 15,425  $ 17,865  $ (480)  $ 32,810 
OCI attributable to the non-controlling 
interests 185   —   —   185 
Net current period OCI attributable to 
shareholders of AQN$ 15,610  $ 17,865  $ (480)  $ 32,995 
Balance, March 31, 2023$ (82,857)  $ (79,944)  $ 35,733  $ (127,068) 
Amounts reclassified from AOCI for foreign currency cumulative translation affected derivative gain (loss); those for unrealized gain (loss) on cash flow hedges affected revenue from non-regulated energy sales, interest expense and derivative gain (loss), while those for pension and other post-employment actuarial changes affected pension and other post-employment non-service costs.
12.DividendsAll  dividends  of  the  Company  are  made  on  a  discretionary  basis  as  determined  by  the  Board.  The  Company declares and pays the dividends on its common shares in U.S. dollars. Dividends declared were as follows: 
Three months ended March 31,
20232022
Dividend per Dividend per 
DividendshareDividendshare
Common shares$ 75,386  $ 0.1085  $ 115,574  $ 0.1706 
Series A preferred sharesC$ 1,549  C$ 0.3226  C$ 1,549  C$ 0.3226 
Series D preferred sharesC$ 1,273  C$ 0.3182  C$ 1,273  C$ 0.3182 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
13.Related party transactions(a)
Equity-method investmentsThe  Company  provides  administrative  and  development  services  to  its  equity-method  investees  and  is reimbursed  for  incurred  costs.  To  that  effect,  during  the  three  months  ended  March  31,  2023,  the Company  charged  its  equity-method  investees  $16,088  (2022  -  $7,413).  Additionally,  Liberty Development JV Inc. (note 6(a)), an equity-investee of the Company, provides development services to the Company on specified projects, for which it earns a development fee upon reaching certain milestones. During the three months ended March 31, 2023, the development fees charged to the Company were $nil (2022 - $nil). 
(b)Redeemable non-controlling interest held by related partyLiberty  Development  Energy  Solutions  (note  6(a)),  an  equity  investee  of  the  Company,  has  a  secured credit facility in the amount of $306,500 maturing on January 26, 2024. It is collateralized through a pledge  of  Atlantica  Sustainable  Infrastructure  plc  (“Atlantica”)  ordinary  shares.  A  collateral  shortfall would occur if the net obligation as defined in the agreement would equal or exceed 50% of the market value of such Atlantica shares, in which case the lenders would have the right to sell Atlantica shares to eliminate  the  collateral  shortfall.  The  Liberty  Development  Energy  Solutions  secured  credit  facility  is repayable on demand if Atlantica ceases to be a public company or if certain other events are announced or completed that could restrict AY Holdings’ ability to sell or transfer its Atlantica ordinary shares. Liberty Development Energy Solutions has a preference share ownership in AY Holdings which AQN reflects as redeemable  non-controlling  interest  held  by  related  party.  Redemption  is  not  considered  probable  as  of March 31, 2023. During the three months ended March 31, 2023, the Company incurred non-controlling interest attributable to Liberty Development Energy Solutions of $6,050 (2022 - $2,575) and recorded distributions of $5,998 (2022 - $2,584).
(c)Non-controlling interest held by related partyNon-controlling  interest  held  by  related  party  represents  an  interest  in  a  consolidated  subsidiary  of  the Company,  acquired  by  Atlantica  Yield  Energy  Solutions  Canada  Inc.  ("AYES  Canada")  in  May  2019  for $96,752 (C$130,103) and an interest in Algonquin (AY Holdco) B.V., a consolidated subsidiary of the Company,  acquired  by  Liberty  Development  JV  Inc.  in  November  2021  for  $39,376.  During  the  three months ended March 31, 2023, the Company recorded distributions of $6,058 (2022 - $7,422).
The above related party transactions have been recorded at the exchange amounts agreed to by the parties to the transactions.
14.Non-controlling interests and redeemable non-controlling interestsNet effect attributable to non-controlling interests consists of the following:
Three months ended March 31,
20232022
HLBV and other adjustments attributable to:
Non-controlling interests - tax equity partnership units$ 34,571  $ 40,862 
Non-controlling interests - redeemable tax equity partnership units 331   1,599 
Other net earnings attributable to:
Non-controlling interests (8,323)   (1,519) 
$ 26,579  $ 40,942 
Redeemable non-controlling interest, held by related party (6,050)   (2,575) 
Net effect of non-controlling interests$ 20,529  $ 38,367 
The  non-controlling  tax  equity  investors  (“tax  equity  partnership  units”)  in  the  Company's  U.S.  wind  power  and solar power generating facilities are entitled to allocations of earnings, tax attributes and cash flows in accordance with  contractual  agreements.  The  share  of  earnings  attributable  to  the  non-controlling  interest  holders  in  these subsidiaries is calculated using the Hypothetical Liquidation at Book Value ("HLBV") method of accounting.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
15.Income taxes For  the  three  months  ended  March  31,  2023,  the  income  tax  expense  in  the  unaudited  interim  consolidated statements  of  operations  represents  an  effective  tax  rate  different  than  the  Canadian  enacted  statutory  rate  of 26.5%. The differences are as follows:
Three months ended March 31,
20232022
Expected income tax expense at Canadian statutory rate
$ 72,692  $ 16,443 
Increase (decrease) resulting from:
Effect of differences in tax rates on transactions in and within foreign 
jurisdictions and change in tax rates (11,158)   (12,477) 
Adjustments from investments carried at fair value (29,265)   1,013 
Change in valuation allowance (1,467)   (148) 
Non-controlling interests share of income 10,192   11,053 
Acquisition related state deferred tax adjustments —   7,600 
Tax credits (12,410)   (10,151) 
Amortization and settlement of excess deferred income tax (3,751)   (4,034) 
Other (132)   153 
Income tax expense$ 24,701  $ 9,452 
The following table illustrates the movement in the deferred tax valuation allowance: 
20232022
Beginning balance at January 1$ 107,583  $ 27,470 
Charged to income tax recovery (1,467)   (148) 
Charged (reduction) to OCI (8,720)   1,637 
Ending balance at March 31$ 97,396  $ 28,959 
16.Other net lossesOther net losses consist of the following: 
Three months ended March 31,
20232022
Acquisition and transition-related costs$ 2,752  $ 2,165 
Other 710   2,565 
$ 3,462  $ 4,730 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
17.Basic and diluted net earnings per shareBasic and diluted earnings per share have been calculated on the basis of net earnings attributable to the common shareholders of the Company and the weighted average number of common shares and bonus deferral restricted share  units  outstanding.  Diluted  net  earnings  per  share  is  computed  using  the  weighted-average  number  of common shares, additional shares issued subsequent to quarter-end under the dividend reinvestment plan, and, if dilutive,  potential  incremental  common  shares  related  to  the  convertible  debentures  or  resulting  from  the application of the treasury stock method to the Green Equity Units (note 7) and the weighted average number of outstanding share options, PSUs, RSUs and DSUs outstanding during the period. 
The  reconciliation  of  the  net  earnings  and  the  weighted  average  shares  used  in  the  computation  of  basic  and diluted earnings per share are as follows:
Three months ended March 31,
20232022
Net earnings attributable to shareholders of AQN$  270,139  $ 90,965 
Series A preferred shares dividend 1,148   1,218 
Series D preferred shares dividend 944   1,002 
Net earnings attributable to common shareholders of AQN – basic and diluted$  268,047  $ 88,745 
Weighted average number of shares
Basic 687,693,510   673,742,425 
Effect of dilutive securities  2,454,187    3,697,479 
Diluted 690,147,697   677,439,904 
This  calculation  of  diluted  shares  excludes  the  potential  impact  of  the  Green  Equity  Units  and  3,995,526 
potential incremental shares that may become issuable pursuant to outstanding securities of the Company for the 
three  months  ended  March  31,  2023,  as  they  are  antidilutive.  This  calculation  of  diluted  shares  for  the  three 
months ended March 31, 2022 excludes the potential impact of 1,134,711 securities, as they are antidilutive.
18.Segmented information
The Company is managed under two primary business units consisting of the Regulated Services Group and the Renewable Energy Group. The two business units are the two segments of the Company.The Regulated Services Group, the Company's regulated operating unit, owns and operates a portfolio of electric, natural gas, water distribution and wastewater collection utility systems and transmission operations in the United States, Canada, Bermuda and Chile; the Renewable Energy Group, the Company's non-regulated operating unit, owns and operates a diversified portfolio of renewable and thermal electric generation assets in North America and internationally. For purposes of evaluating the performance of the business units, the Company allocates the realized portion of any gains or losses on financial instruments to the specific business units. Dividend income from Atlantica and AYES  Canada  is  included  in  the  operations  of  the  Renewable  Energy  Group,  while  interest  income  from  San Antonio Water System is included in the operations of the Regulated Services Group. Equity method income and losses are included in the operations of the Regulated Services Group or Renewable Energy Group based on the nature of the activities of the investees. The change in value of investments carried at fair value, unrealized portion of  any  gains  or  losses  on  derivative  instruments  not  designated  in  a  hedging  relationship  and  foreign  exchange gains  and  losses  are  not  considered  in  management’s  evaluation  of  divisional  performance  and  are  therefore, allocated and reported under corporate. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
18.Segmented information (continued)
 Three months ended March 31, 2023
Regulated Renewable 
Services GroupEnergy GroupCorporateTotal
Revenue (1)(2)$ 674,161  $ 78,716  $ —  $ 752,877 
Other revenue 14,018   11,371   361   25,750 
Fuel, power and water purchased 267,150   7,806   —   274,956 
Net revenue 421,029   82,281   361   503,671 
Operating expenses 187,424   32,710   153   220,287 
Administrative expenses 8,325   7,430   2,078   17,833 
Depreciation and amortization 85,857   35,545   239   121,641 
Loss on foreign exchange —   —   1,436   1,436 
Operating income (loss) 139,423   6,596   (3,545)   142,474 
Interest expense (38,478)   (14,895)   (28,545)   (81,918) 
Income from long-term investments 10,328   33,267   176,417   220,012 
Other expenses (4,249)   —   (2,008)   (6,257) 
Earnings before income taxes$ 107,024  $ 24,968  $ 142,319  $ 274,311 
Property, plant and equipment$  8,673,180  $  3,347,225  $ 28,984  $  12,049,389 
Investments carried at fair value 1,789   1,521,731   —   1,523,520 
Equity-method investees 56,827   325,470   12,002   394,299 
Total assets  12,220,865   5,458,111   248,118    17,927,094 
Capital expenditures$ 147,381  $ 22,368  $ —  $ 169,749 
(1)  Renewable  Energy  Group  revenue  includes  $7,199  related  to  net  hedging  gain  from  energy  derivative  contracts  and  availability credits for the three-months period ended March 31, 2023 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.(2) Regulated Services Group revenue includes $3,706 related to alternative revenue programs for the three-months period ended March 31, 2023 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
18.Segmented information (continued)
 Three months ended March 31, 2022
Regulated Renewable 
Services GroupEnergy GroupCorporateTotal
Revenue (1)(2)$ 622,759  $ 85,760  $ —  $ 708,519 
Other revenue 14,988   9,344   386   24,718 
Fuel, power and water purchased 234,572   12,939   —   247,511 
Net revenue 403,175   82,165   386   485,726 
Operating expenses 184,409   27,590   3   212,002 
Administrative expenses  8,070   7,545   1,837   17,452 
Depreciation and amortization 80,283   39,417   264   119,964 
Loss on foreign exchange —   —   262   262 
 130,413   7,613   (1,980)   136,046 
Gain on sale of renewable assets 1,200   —   1,200 
Operating income (loss) 130,413   8,813   (1,980)   137,246 
Interest expense (21,426)   (15,713)   (20,804)   (57,943) 
Income (loss) from long-term investments 4,509   27,626   (42,824)   (10,689) 
Other expenses (4,888)   (255)   (1,421)   (6,564) 
Earnings (loss) before income taxes$ 108,608  $ 20,471  $ (67,029)  $ 62,050 
Capital expenditures$ 255,585  $ 72,114  $ —  $ 327,699 
December 31, 2022
Property, plant and equipment$  8,554,938  $  3,360,687  $ 29,260  $ 11,944,885 
Investments carried at fair value 1,984    1,342,223   —    1,344,207 
Equity-method investees 56,199   310,103   15,500   381,802 
Total assets$ 12,109,575  $  5,251,933  $ 266,105  $ 17,627,613 
(1) Renewable Energy Group revenue includes $4,830 related to net hedging loss from energy derivative contracts for the three-months period ended March 31, 2022 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.(2) Regulated Services Group revenue includes $6,278 related to alternative revenue programs for the three-months period ended March 31, 2022 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.
The majority of non-regulated energy sales are earned from contracts with large public utilities. The Company has sought to mitigate its credit risk by selling energy to large utilities in various North American locations. None of the utilities contribute more than 10% of total revenue.AQN  operates  in  the  independent  power  and  utility  industries  in  the  United  States,  Canada  and  other  regions. Information on operations by geographic area is as follows:
Three months ended March 31
20232022
Revenue
United States$ 640,424  $ 598,873 
Canada 53,128   53,835 
Other regions 85,075   80,529 
$ 778,627  $ 733,237 
Revenue is attributed to the regions based on the location of the underlying generating and utility facilities.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
19.Commitments and contingencies(a)
ContingenciesAQN and its subsidiaries are involved in various claims and litigation arising out of the ordinary course and conduct of its business. Although such matters cannot be predicted with certainty, management does not  consider  AQN’s  exposure  to  such  litigation  to  be  material  to  these  unaudited  interim  consolidated financial statements. Accruals for any contingencies related to these items are recorded in the unaudited interim consolidated financial statements at the time it is concluded that their occurrence is probable and the related liability is estimable.Mountain View fireOn  November  17,  2020,  a  wildfire  now  known  as  the  Mountain  View  Fire  occurred  in  the  territory  of Liberty  Utilities  (CalPeco  Electric)  LLC  ("Liberty  CalPeco").  The  cause  of  the  fire  remains  under investigation, and CAL FIRE has not yet released its final report. There are currently 17 active lawsuits that name certain subsidiaries of the Company as defendants in connection with the Mountain View Fire, as well as one non-litigation claim brought by the U.S. Department of Agriculture seeking reimbursement for alleged fire suppression costs. Twelve lawsuits are brought by groups of individual plaintiffs alleging causes  of  action  including  negligence,  inverse  condemnation,  nuisance,  trespass,  and  violations  of  Cal. Pub. Util. Code 2106 and Cal. Health and Safety Code 13007 (one of these twelve lawsuits also alleges the wrongful death of an individual and various subrogation claims on behalf of insurance companies). In another lawsuit, County of Mono, Antelope Valley Fire Protection District, and Bridgeport Indian Colony allege  similar  causes  of  action  and  seek  damages  for  fire  suppression  costs,  law  enforcement  costs, property and infrastructure damage, and other costs. In four other lawsuits, insurance companies allege inverse condemnation and negligence and seek recovery of amounts paid and to be paid to their insureds. The  likelihood  of  success  in  these  lawsuits  cannot  be  reasonably  predicted.  Liberty  CalPeco  intends  to vigorously  defend  them.  The  Company  has  wildfire  liability  insurance  that  is  expected  to  apply  up  to applicable policy limits.
(b)Commitments In  addition  to  the  commitments  related  to  the  development  projects  disclosed  in  note  6,  the  following significant commitments exist as of March 31, 2023.AQN  has  outstanding  purchase  commitments  for  power  purchases,  natural  gas  supply  and  service agreements,  service  agreements,  capital  project  commitments  and  land  easements.  Detailed  below  are estimates of future commitments under these arrangements: 
Year 1Year 2Year 3Year 4Year 5ThereafterTotal
Power 
purchase (1)$  54,864  $  32,164  $  25,618  $  12,336  $  12,582  $  142,586  $  280,150 
Natural gas 
supply and 
service 
agreements (2)   100,967    97,021    54,963    41,052    33,569   179,185   506,757 
Service 
agreements  69,945    58,653    57,042    48,219    48,258   290,485   572,602 
Capital 
projects 9,060   —   —   —   —   —   9,060 
Land 
easements and 
others  13,292    13,364    13,545    13,711    13,882   460,256   528,050 
Total$ 248,128  $ 201,202  $ 151,168  $ 115,318  $ 108,291  $ 1,072,512  $ 1,896,619 
(1)  Power  purchase:  AQN’s  electric  distribution  facilities  have  commitments  to  purchase  physical  quantities  of  power  for  load 
serving requirements. The commitment amounts included in the table above are based on market prices as at March 31, 2023. However,  the  effects  of  purchased  power  unit  cost  adjustments  are  mitigated  through  a  purchased  power  rate-adjustment mechanism.
(2)   Natural gas supply and service agreements: AQN’s gas distribution facilities and thermal generation facilities have commitments 
to purchase physical quantities of natural gas under contracts for purposes of load serving requirements and of generating power.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
20.Non-cash operating itemsThe changes in non-cash operating items consist of the following:
Three months ended March 31,
20232022
Accounts receivable$ 13,763  $ (40,612) 
Fuel and natural gas in storage 32,494   16,234 
Supplies and consumables inventory (10,776)   (7,769) 
Income taxes recoverable 549   2,932 
Prepaid expenses (7,048)   (7,350) 
Accounts payable (53,220)   (21,665) 
Accrued liabilities (126,165)   53,296 
Current income tax liability 3,602   2,203 
Asset retirements and environmental obligations (1,069)   (499) 
Net regulatory assets and liabilities (16,921)   (44,918) 
$  (164,791)  $ (48,148) 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (a)
Fair value of financial instruments 
CarryingFair
March 31, 2023amountvalueLevel 1Level 2Level 3
Long-term investments carried at 
fair value$  1,523,520  $  1,523,520  $  1,449,147  $ —  $ 74,373 
Development loans and other 
receivables 87,308   83,837   —   83,837   — 
Derivative instruments:
Energy contracts not 
designated as a cash flow 
hedge 203   203   —   —   203 
Interest rate swaps 
designated as a hedge 52,981   52,981   —   52,981   — 
Interest rate cap not 
designated as hedge 3,604   3,604   —   3,604   — 
Congestion revenue rights not 
designated as hedge 7,165   7,165   —   —   7,165 
Cross currency swap 
designated as a net 
investment hedge 1,200   1,200   —   1,200   — 
Total derivative instruments 65,153   65,153   —   57,785   7,368 
Total financial assets$  1,675,981  $  1,672,510  $  1,449,147  $ 141,622  $ 81,741 
Long-term debt$  7,848,957  $  7,315,375  $  2,683,122  $  4,632,253  $ — 
Notes payable to related party 25,808   15,188   —   15,188   — 
Convertible debentures 244   295   295   —   — 
Preferred shares, Series C 11,660   11,685   —   11,685   — 
Derivative instruments:
Energy contracts designated 
as a cash flow hedge 84,884   84,884   —   —   84,884 
Energy contracts not 
designated as hedge 6,682   6,682   —   —   6,682 
Cross-currency swap 
designated as a net 
investment hedge 23,994   23,994   —   23,994   — 
Cross currency swap 
designated as a cash flow 
hedge 15,338   15,338   —   15,338   — 
Commodity contracts for 
regulated operations 1,423   1,423   —   1,423   — 
Total derivative instruments 132,321   132,321   —   40,755   91,566 
Total financial liabilities$  8,018,990  $  7,474,864  $  2,683,417  $  4,699,881  $ 91,566 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.         Financial instruments (continued)
(a)Fair value of financial instruments (continued)
CarryingFair
December 31, 2022amountvalueLevel 1Level 2Level 3
Long-term investments 
carried at fair value$  1,344,207  $  1,344,207  $  1,270,138  $ —  $ 74,083 
Development loans and other 
receivables 53,680   50,300   —   50,300   — 
Derivative instruments:
Energy contracts not 
designated as hedge 393   393   —   —   393 
Interest rate swap 
designated as a hedge 69,188   69,188   —   69,188   — 
Currency forward 
contract not designated 
as a hedge 2,659   2,659   —   2,659   — 
Congestion revenue
rights not designated as 
hedge 10,110   10,110   —   —   10,110 
Cross-currency swap 
designated as a net 
investment hedge 1,267   1,267   —   1,267   — 
Commodity contracts for 
regulated operations 283   283   —   283   — 
Total derivative 
instruments 83,900   83,900   —   73,397   10,503 
Total financial assets$  1,481,787  $  1,478,407  $  1,270,138  $  123,697  $ 84,586 
Long-term debt$  7,512,017  $  6,699,031  $  2,623,628  $  4,075,403   — 
Notes payable to related  25,808   15,180   —   15,180   — 
party
Convertible debentures 245   276   276   —   — 
Preferred shares, Series C 12,072   11,675   —   11,675   — 
Derivative instruments:
Energy contracts 
designated as a cash 
flow hedge 120,284   120,284   —   —   120,284 
Energy contracts not 
designated as hedge
 8,617   8,617   —   —   8,617 
Cross-currency swap 
designated as a net 
investment hedge 24,371   24,371   —   24,371   — 
Cross-currency swap 
designated as a cash 
flow hedge 15,435   15,435   —   15,435   — 
Commodity contracts for 
regulated operations 1,614   1,614   —   1,614   — 
Total derivative 
instruments 170,321   170,321   —   41,420   128,901 
Total financial liabilities$  7,720,463  $  6,896,483  $  2,623,904  $  4,143,678  $  128,901 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(a)
Fair value of financial instruments (continued)The  Company  has  determined  that  the  carrying  value  of  its  short-term  financial  assets  and  liabilities approximates fair value as of March 31, 2023 and December 31, 2022 due to the short-term maturity of these instruments.The fair value of the investment in Atlantica (level 1) is measured at the closing price on the NASDAQ stock exchange.The fair value of development loans and other receivables (level 2) is determined using a discounted cash flow method, using estimated current market rates for similar instruments adjusted for estimated credit risk as determined by management. The Company’s level 1 fair value of long-term debt is measured at the closing price on the NYSE and the over-the-counter closing price. The Company’s level 2 fair value of long-term debt at fixed interest rates and  Series  C  preferred  shares  has  been  determined  using  a  discounted  cash  flow  method  and  current interest  rates.  The  Company's  level  2  fair  value  of  convertible  debentures  has  been  determined  as  the greater of their face value and the quoted value of AQN's common shares on a converted basis.The  Company’s  level  2  fair  value  derivative  instruments  primarily  consist  of  swaps,  options,  rights, subscription  agreements  and  forward  physical  derivatives  where  market  data  for  pricing  inputs  are observable. Level 2 pricing inputs are obtained from various market indices and utilize discounting based on quoted interest rate curves, which are observable in the marketplace. The  Company’s  level  3  instruments  consist  of  energy  contracts  for  electricity  sales,  congestion  revenue rights ("CRRs") and the Company's investment in AYES Canada. The significant unobservable inputs used in  the  fair  value  measurement  of  energy  contracts  are  the  internally  developed  forward  market  prices ranging from $15.73 to $90.46 with a weighted average of $39.54 as of March 31, 2023. The weighted average forward market prices are developed based on the quantity of energy expected to be sold monthly and the expected forward price during that month. The change in the fair value of the energy contracts is detailed  in  notes  21(b)(ii)  and  21(b)(iv).  The  significant  unobservable  inputs  used  in  the  fair  value measurement  of  CRRs  are  recent  CRR  auction  prices  ranging  from  $nil  to  $27.95  with  a  weighted average  of  $8.02  as  of  March  31,  2023.  The  significant  unobservable  inputs  used  in  the  fair  value measurement of the Company's AYES Canada investment are the expected cash flows, the discount rates applied to these cash flows ranging from 7.72% to 8.22% with a weighted average of 8.04%, and the expected  volatility  of  Atlantica's  share  price  ranging  from  26.99%  to  34.89%  as  of  March  31,  2023. Significant  increases  (decreases)  in  expected  cash  flows  or  increases  (decreases)  in  discount  rate  in isolation would have resulted in a significantly lower (higher) fair value measurement. 
(b)Derivative instruments Derivative  instruments  are  recognized  on  the  unaudited  interim  consolidated  balance  sheets  as  either assets or liabilities and measured at fair value at each reporting period.
(i)Commodity derivatives – regulated accounting The Company uses derivative financial instruments to reduce the cash flow variability associated with the purchase price for a portion of future natural gas purchases associated with its regulated natural gas and electric service territories. The Company’s strategy is to minimize fluctuations in natural gas sale prices to regulated  customers.  The  following  are  commodity  volumes,  in  dekatherms,  associated  with  the  above derivative contracts:
March 31, 
 2023
Financial contracts:  Swaps 1,473,050 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(b)
Derivative instruments (continued)
(i)Commodity derivatives – regulated accounting (continued)The  accounting  for  these  derivative  instruments  is  subject  to  guidance  for  rate  regulated  enterprises.  Most of the gains or losses on the settlement of these contracts are included in the calculation of the fuel and  commodity  costs  adjustments  (note  5).  As  a  result,  the  changes  in  fair  value  of  these  natural  gas derivative  contracts  and  their  offsetting  adjustment  to  regulatory  assets  and  liabilities  had  no  earnings impact.
(ii)Cash flow hedges The Company has sought to reduce the price risk on the expected future sale of power generation at the Sandy Ridge, Senate, Minonk, and Sugar Creek Wind Facilities by entering into the following long-term energy derivative contracts. 
Notional quantityReceive averagePay floating price
(MW-hrs)Expiryprices (per MW-hr)(per MW-hr)
 3,907,837 September 2030$25.00Illinois Hub
 449,540  December 2028$29.00PJM Western HUB
 1,830,351  December 2027$22.00NI HUB
 1,554,395  December 2027$36.00ERCORT North HUB
The  Company  is  party  to  two  interest  rate  swap  contracts  as  cash  flow  hedges  to  mitigate  the  risk  that interest rates will increase over the life of certain term loan facilities. Under the terms of the interest rate swap  contracts,  the  Company  has  fixed  its  interest  rate  expense  on  such  term  loan  facilities.  The  fair value of the derivative on the designation date is amortized into earnings over the remaining life of the contract.The  Company  is  party  to  a  forward-starting  interest  rate  swap  in  order  to  reduce  the  interest  rate  risk related  to  the  quarterly  interest  payments  between  July  1,  2024  and  July  1,  2029  on  the  $350,000 subordinated  unsecured  notes.  The  Company  designated  the  entire  notional  amount  of  the  pay-variable and  receive-fixed  interest  rate  swaps  as  a  hedge  of  the  future  quarterly  variable-rate  interest  payments associated with the subordinated unsecured notes. In  January  2022,  the  Company  entered  into  a  cross-currency  interest  rate  swap,  coterminous  with  the Canadian Notes, to effectively convert the C$400,000 Canadian Offering into U.S. dollars. The change in the  carrying  amount  of  the  Canadian  Notes  due  to  changes  in  spot  exchange  rates  is  recognized  each period in the unaudited interim consolidated statements of operations as loss (gain) on foreign exchange. The  Company  designated  the  entire  notional  amount  of  the  cross-currency  fixed-for-fixed  interest  rate swap  as  a  hedge  of  the  foreign  currency  exposure  related  to  cash  flows  for  the  interest  and  principal repayments on the Canadian Notes. An offsetting portion of the AOCI balance related to changes in fair value of the cross-currency fixed-for-fixed interest rate swap attributable to changes in the spot exchange rates is also immediately reclassified into the unaudited interim consolidated statements of operations as an offsetting (gain) loss on foreign exchange.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(b)
Derivative instruments (continued)
(ii)Cash flow hedges (continued)The following table summarizes OCI attributable to derivative financial instruments designated as a cash flow hedge: 
Three months ended March 31,
20232022
Effective portion of cash flow hedge$ 22,486  $ (61,554) 
Amortization of cash flow hedge (3,487)   (164) 
Amounts reclassified from AOCI (1,134)   2,832 
OCI attributable to shareholders of AQN$ 17,865  $ (58,886) 
The Company expects $16,078 of unrealized losses currently in AOCI to be reclassified, net of taxes into non-regulated  energy  sales,  investment  loss,  interest  expense  and  derivative  gains,  within  the  next  12 months, as the underlying hedged transactions settle.
(iii)Foreign exchange hedge of net investment in foreign operationThe  functional  currency  of  most  of  AQN's  operations  is  the  U.S.  dollar.  The  Company  designates obligations  denominated  in  Canadian  dollars  as  a  hedge  of  the  foreign  currency  exposure  of  its  net investment in its Canadian investments and subsidiaries. The related foreign currency transaction gain or loss designated as, and effective as, a hedge of the net investment in a foreign operation is reported in the same manner as the translation adjustment (in OCI) related to the net investment. A foreign currency loss of $9 for the three months ended March 31, 2023 (2022 - $175) was recorded in OCI. On May 23, 2019, the Company entered into a cross-currency swap, coterminous with the subordinated unsecured  notes,  to  effectively  convert  the  $350,000  U.S.-dollar-denominated  offering  into  Canadian dollars.  The  change  in  the  carrying  amount  of  the  notes  due  to  changes  in  spot  exchange  rates  was recognized each period in the unaudited interim consolidated statements of operations as loss (gain) on foreign  exchange.  The  Company  designated  the  entire  notional  amount  of  the  cross-currency  fixed-for-fixed interest rate swap as a hedge of the foreign currency exposure related to cash flows for the interest and principal repayments on the notes. Upon the change in functional currency of AQN to the U.S. dollar on January 1, 2020, this hedge was dedesignated. The Company redesignated this swap as a hedge of AQN's net investment in its Canadian subsidiaries. The related foreign currency transaction gain or loss designated as a hedge of the net investment in a foreign operation is reported in the same manner as the translation  adjustment  (in  OCI)  related  to  the  net  investment.  The  fair  value  of  the  derivative  on  the redesignation date will be amortized over the remaining life of the original hedge. A foreign currency loss of $67 for the three months ended March 31, 2023, (2022 - $4,232) was recorded in OCI.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(b)
Derivative instruments (continued)
(iii)  Foreign exchange hedge of net investment in foreign operation (continued)Canadian operationsThe  Company  is  exposed  to  currency  fluctuations  from  its  Canadian-based  operations.  AQN  seeks  to manage this risk primarily through the use of natural hedges by using Canadian long-term debt to finance its Canadian operations and a combination of foreign exchange forward contracts and spot purchases. The  Company’s  Canadian  operations  are  determined  to  have  the  Canadian  dollar  as  their  functional currency  and  are  exposed  to  currency  fluctuations  from  their  U.S.  dollar  transactions.  The  Company designates obligations denominated in U.S. dollars as a hedge of the foreign currency exposure of its net investment in its U.S. investments and subsidiaries. The related foreign currency transaction gain or loss designated as, and effective as, a hedge of the net investment in a foreign operation is reported in the same manner as the translation adjustment (in OCI) related to the net investment. A foreign currency loss of $123 for the three months ended March 31, 2023, (2022 - loss of $395) was recorded in OCI.
The  Company  is  party  to  C$300,000  fixed-for-fixed  cross-currency  interest  rate  swaps  to  effectively convert Canadian dollar debentures into U.S. dollars. In February 2022, the Company settled the related cross-currency  swap  related  to  its  C$200,000  debenture  that  was  repaid  (note  7(d)).  The  Company designated the entire notional amount of the cross-currency interest rate swap and related short-term U.S. dollar payables created by the monthly accruals of the swap settlement as a hedge of the foreign currency exposure of its net investment in the Company’s U.S. operations. The gain or loss related to the fair value changes of the swap and the related foreign currency gains and losses on the U.S. dollar accruals that are designated as, and are effective as, a hedge of the net investment in a foreign operation are reported in the same manner as the translation adjustment (in OCI) related to the net investment.  A gain of $381 for the three months ended March 31, 2023 (2022 - $2,053) was recorded in OCI. The  Company  is  party  to  a  fixed-for-fixed  cross-currency  interest  rate  swap  to  effectively  convert  the C$400,000  Canadian-dollar-denominated  debentures  into  U.S.  dollars.  The  Renewable  Energy  Group designated the entire notional amount of the cross-currency interest rate swap and related short-term U.S. dollar payables created by the monthly accruals of the swap settlement as a hedge of the foreign currency exposure of its net investment in the Company’s U.S. operations. The gain or loss related to the fair value changes of the swap and the related foreign currency gains and losses on the U.S. dollar accruals that are designated as, and are effective as, a hedge of the net investment in a foreign operation are reported in the same manner as the translation adjustment (in OCI) related to the net investment. A gain of $12 for the three months ended March 31, 2023 (2021 - loss of $5,812) was recorded in OCI.Chilean operationsThe  Company  is  exposed  to  currency  fluctuations  from  its  Chilean-based  operations.  The  Company's Chilean  operations  are  determined  to  have  the  Chilean  peso  as  their  functional  currency.  Chilean  long-term debt used to finance the operations is denominated in Chilean Unidad de Fomento. 
(iv)Other derivatives and risk managementIn  the  normal  course  of  business,  the  Company  is  exposed  to  financial  risks  that  potentially  impact  its operating results. The Company employs risk management strategies with a view to mitigating these risks to  the  extent  possible  on  a  cost-effective  basis.  Derivative  financial  instruments  are  used  to  manage certain  exposures  to  fluctuations  in  exchange  rates,  interest  rates  and  commodity  prices.  The  Company does not enter into derivative financial agreements for speculative purposes. For derivatives that are not designated as hedges, the changes in the fair value are immediately recognized in earnings. The Company seeks to mitigate the volatility of energy congestion charges at the ERCOT transmission grid by entering into CRRs, which as of March 31, 2023 had notional quantity of 919,014 MW-hours at prices ranging from $1.50 per MW-hr to $19.06 per MW-hr with a weighted average of $8.23 per MW-hr for April 2023 to April 2025. These CRRs are not designated as an accounting hedge. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(b)
Derivative instruments (continued)
(iv)Other derivatives and risk management (continued)The  Company  is  party  to  an  interest  rate  cap  agreement  in  the  amount  of  $390,000  for  the  period between January 15, 2023 and January 15, 2024. The Company was party to an interest rate swap to mitigate the interest rate risk related to debt at its Blue Hill Wind Facility. The contract was novated upon the sale of the Blue Hill Wind Facility in 2022. The loss recognized on the derivative was recorded as a reduction of the gain on sale of renewable assets on the consolidated statements of operations.The Company mitigates the price risk on the expected future sale of power generation of one of its solar facilities through a long-term energy derivative contract with a notional quantity of 388,170 MW-hours, a price of $25.15 per MW-hr and expiring in August 2030 as an economic hedge to the price of energy sales. The derivative contract is not designated as an accounting hedge.The  effects  on  the  unaudited  interim  consolidated  statements  of  operations  of  derivative  financial instruments not designated as hedges consist of the following:
Three months ended March 31,
20232022
Unrealized gain (loss) on derivative financial instruments:
Energy derivative contracts
$ (22) $ (141) 
Commodity contracts
 1,128   — 
$ 1,106  $ (141) 
Realized loss on derivative financial instruments:
Energy derivative contracts
 (2,293)  189 
$ (2,293) $ 189 
Loss on derivative financial instruments not accounted for as hedges
 (1,187)  48 
Amortization of AOCI gains frozen as a result of hedge dedesignation 997   
696 
$ (190) $ 744 
Unaudited interim consolidated statements of operations 
classification:
Gain on derivative financial instruments
$ 2,166  $ 251 
Non-regulated energy sales
 (2,356)  493 
$ (190) $ 744 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2023 and 2022(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(c)
Supplier Financing ProgramsIn the normal course of business, the Company enters into supplier financing programs under which the 
suppliers  can  voluntarily  elect  to  sell  their  receivables.  The  Company  agrees  to  pay,  on  the  invoice 
maturity date, the stated amount of the invoices that the Company has confirmed through the execution 
of bills of exchange. The terms of the trade payable arrangement are consistent with customary industry 
practice and are not impacted by the supplier’s decision to sell amounts under these arrangements. As of 
March  31,  2023,  accounts  payable  include  confirmed  invoices  from  designated  suppliers  of  $45,895 
(December 31, 2022 - $16,785).  
22.Comparative figuresCertain  of  the  comparative  figures  have  been  reclassified  to  conform  to  the  unaudited  interim  consolidated financial statement presentation adopted in the current period.