Try our mobile app

Published: 2021-05-06
<<<  go to AQN company page
Unaudited Interim Consolidated Financial Statements ofAlgonquin Power & Utilities Corp.For the three months ended March 31, 2021 and 2020
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Operations
(thousands of U.S. dollars, except per share amounts)Three months ended March 31
 20212020
Revenue
Regulated electricity distribution$ 334,333  $ 180,699 
Regulated gas distribution 198,997   184,594 
Regulated water reclamation and distribution 54,550   27,839 
Non-regulated energy sales 30,783   66,311 
Other revenue 15,879   5,458 
 634,542   464,901 
Expenses
Operating expenses 181,161   126,734 
Regulated electricity purchased 169,399   57,233 
Regulated gas purchased 73,381   63,613 
Regulated water purchased 2,742   2,251 
Non-regulated energy purchased 7,928   4,004 
Administrative expenses 15,539   16,834 
Depreciation and amortization 97,439   78,880 
Loss (gain) on foreign exchange 862   (4,670) 
 548,451   344,879 
Operating income 86,091   120,022 
Interest expense (49,580)   (46,248) 
Income from long-term investments (note 6) (50,507)   (162,661) 
Other net losses (note 16) (8,384)   (890) 
Pension and other post-employment non-service costs (note 8) (3,684)   (3,356) 
Gain on derivative financial instruments (note 21(b)(iv)) 1,089   57 
Loss before income taxes (24,975)   (93,076) 
Income tax recovery (expense)  (note 15)
Current (3,375)   (4,087) 
Deferred 25,013   17,790 
 21,638   13,703 
Net loss (3,337)   (79,373) 
Net effect of non-controlling interests (note 14)
Non-controlling interests 19,965   19,342 
Non-controlling interests held by related party (2,681)   (3,766) 
$ 17,284  $ 15,576 
Net earnings (loss) attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp.$ 13,947  $ (63,797) 
Series A and D Preferred shares dividend (note 12) 2,214   2,140 
Net earnings (loss) attributable to common shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp.$ 11,733  $ (65,937) 
Basic and diluted net earnings (loss) per share (note 17)$ 0.02  $ (0.13) 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Comprehensive Income
 
(thousands of U.S. dollars)Three months ended March 31
 20212020
Net loss$ (3,337)  $ (79,373) 
Other comprehensive income (loss) (“OCI”):
Foreign currency translation adjustment, net of tax recovery of $536 and tax 
expense of $5,703, respectively (notes 21(b)(iii) and 21(b)(iv)) (273)   (36,630) 
Change in fair value of cash flow hedges, net of tax expense of $2,685 and tax 
recovery of $5,087, respectively (note 21(b)(ii)) 7,644   (14,088) 
Change in pension and other post-employment benefits, net of tax expense of $138 
and tax recovery $31, respectively (note 8) 1,620   (76) 
Other comprehensive income (loss), net of tax 8,991   (50,794) 
Comprehensive income (loss) 5,654   (130,167) 
Comprehensive loss attributable to the non-controlling interests (16,899)   (21,636) 
Comprehensive income (loss) attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities 
Corp.$ 22,553  $  (108,531) 
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, 
 20212020
ASSETS
Current assets:
Cash and cash equivalents$ 142,478  $ 101,614 
Accounts receivable, net (note 4) 366,293   325,644 
Fuel and natural gas in storage 12,569   30,567 
Supplies and consumables inventory 107,211   104,078 
Regulatory assets (note 5) 101,618   63,042 
Prepaid expenses 55,552   49,640 
Derivative instruments (note 21) 11,008   13,106 
Other assets 7,599   7,266 
 804,328   694,957 
Property, plant and equipment, net 9,773,474    8,241,838 
Intangible assets, net 114,173   114,913 
Goodwill 1,210,741    1,208,390 
Regulatory assets (note 5) 981,053   782,429 
Long-term investments (note 6)
Investments carried at fair value 1,898,132    1,837,429 
Other long-term investments 367,792   214,583 
Derivative instruments (note 21) 47,942   39,001 
Deferred income taxes 22,309   21,880 
Other assets 66,180   68,486 
$  15,286,124  $ 13,223,906 
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, 
 20212020
LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
Accounts payable$ 149,265  $ 192,160 
Accrued liabilities 388,355   369,530 
Dividends payable (note 12) 94,211   92,720 
Regulatory liabilities (note 5) 35,998   38,483 
Long-term debt (note 7) 620,869   139,874 
Other long-term liabilities (note 9) 76,261   72,505 
Derivative instruments (note 21) 31,398   41,980 
Other liabilities 8,033   7,901 
 1,404,390   955,153 
Long-term debt (note 7) 5,732,525    4,398,596 
Regulatory liabilities (note 5) 550,656   563,035 
Deferred income taxes 559,591   568,644 
Derivative instruments (note 21) 30,235   68,430 
Pension and other post-employment benefits obligation 333,296   341,502 
Other long-term liabilities (note 9) 395,480   339,181 
 9,006,173    7,234,541 
Redeemable non-controlling interests (note 14)
Redeemable non-controlling interest, held by related party (note 13(b)) 306,453   306,316 
Redeemable non-controlling interests 18,837   20,859 
 325,290   327,175 
Equity:
Preferred shares 184,299   184,299 
Common shares (note 10(a)) 5,092,691    4,935,304 
Additional paid-in capital 59,631   60,729 
Retained earnings (deficit) (40,330)   45,753 
Accumulated other comprehensive loss (“AOCI”) (note 11) (20,272)   (22,507) 
Total equity attributable to shareholders of Algonquin Power & Utilities Corp. 5,276,019    5,203,578 
Non-controlling interests
Non-controlling interests 623,250   399,487 
Non-controlling interest, held by related party (note 13(c)) 55,392   59,125 
 678,642   458,612 
Total equity 5,954,661    5,662,190 
Commitments and contingencies (note 19)Subsequent events (notes 3, 7, 10 and 21)
$  15,286,124  $ 13,223,906 
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, 2021     
Algonquin Power & Utilities Corp. Shareholders
AdditionalRetained Non-
CommonPreferredpaid-inearnings Accumulatedcontrolling
sharessharescapital(deficit)OCIinterestsTotal
Balance, December 31, 
2020$  4,935,304  $  184,299  $ 60,729  $ 45,753  $ (22,507)  $  458,612  $  5,662,190 
Net earnings (loss) —   —   —   13,947   —   (17,284)   (3,337) 
Effect of redeemable non-
controlling interests not 
included in equity     
(note 14) —   —   —   —   —   (963)   (963) 
Other comprehensive loss  —   —   —   —   8,606   385   8,991 
Dividends declared and 
distributions to non-
controlling interests —   —   —   (74,177)   —   (6,201)   (80,378) 
Dividends and issuance of 
shares under dividend 
reinvestment plan 22,651   —   —   (22,651)   —   —   — 
Contributions received 
from non-controlling 
interests (note 3) —   —   6,919   —   (6,371)   214,952   215,500 
Non-controlling interest 
assumed on asset 
acquisition (note 3(a)) —   —   —   —   —   29,141   29,141 
Common shares issued 
upon public offering,    
net of cost 127,427   —   —   —   —   —   127,427 
Common shares issued 
under employee share 
purchase plan 1,316   —   —   —   —   —   1,316 
Share-based 
compensation —   —   1,561   —   —   —   1,561 
Common shares issued 
pursuant to share-based 
awards 5,993   —   (9,578)   (3,202)   —   —   (6,787) 
Balance, March 31, 2021 $  5,092,691  $  184,299  $ 59,631  $ (40,330)  $ (20,272)  $  678,642  $  5,954,661 
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, 2020     
Algonquin Power & Utilities Corp. Shareholders
AdditionalNon-
CommonPreferredpaid-inAccumulatedAccumulatedcontrolling
sharessharescapitaldeficitOCIinterestsTotal
Balance, December 31, 
2019$ 4,017,044  $  184,299  $ 50,579  $  (367,107)  $ (9,761)  $  531,541  $ 4,406,595 
Net loss —   —   —  (63,797)   —   (15,576)   (79,373) 
Redeemable non-
controlling interests not 
included in equity     
(note 14) —   —   —  —   —  (2,047)   (2,047) 
Other comprehensive 
income —   —   —   —   (44,734)   (6,060)   (50,794) 
Dividends declared and 
distributions to non-
controlling interests —   —   —   (59,819)   —   (7,885)   (67,704) 
Dividends and issuance of 
shares under dividend 
reinvestment plan 16,951   —   —   (16,951)   —   —   — 
Contributions received 
from non-controlling 
interests —   —   —   —   —   3,371   3,371 
Common shares issued 
upon conversion of 
convertible debentures 12   —   —   —   —   —   12 
Issuance of common 
shares under employee 
share purchase plan 792   —   —   —   —   —   792 
Share-based 
compensation —   —   1,452   —   —   —   1,452 
Common shares issued 
pursuant to share-based 
awards 16,103   —   (10,699)   (13,640)   —   —   (8,236) 
Balance, March 31, 2020 $ 4,050,902  $  184,299  $ 41,332  $  (521,314)  $  (54,495)  $  503,344  $ 4,204,068 
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
 20212020
Cash provided by (used in):Operating Activities
Net loss$ (3,337)  $ (79,373) 
Adjustments and items not affecting cash:
Depreciation and amortization 97,439   78,880 
Deferred taxes (25,013)   (17,790) 
Unrealized gain on derivative financial instruments (943)   (239) 
Share-based compensation expense 1,197   1,472 
Cost of equity funds used for construction purposes 9   (1,001) 
Change in value of investments carried at fair value 71,745   190,758 
Pension and post-employment expense in excess of (lower than) contributions (3,658)   4,383 
Distributions received from equity investments, net of income 5,537   814 
Others 2,018   (2,010) 
Net change in non-cash operating items (note 20) (388,518)   (109,027) 
 (243,524)   66,867 
Financing Activities
Increase in long-term debt 2,523,221   732,730 
Repayments of long-term debt (1,747,081)   (384,949) 
Issuance of common shares, net of costs 128,743   765 
Cash dividends on common shares (70,008)   (57,332) 
Dividends on preferred shares (2,214)   (2,140) 
Contributions from non-controlling interests and redeemable non-controlling interests (note 14) 210,673   — 
Production-based cash contributions from non-controlling interest 4,832   3,371 
Distributions to non-controlling interests, related party (note 13(b) and (c)) (6,982)   (7,507) 
Distributions to non-controlling interests (1,088)   (4,077) 
Payments upon settlement of derivatives (33,782)   — 
Shares surrendered to fund withholding taxes on exercised share options (809)   — 
Increase in other long-term liabilities 38,874   2,400 
Decrease in other long-term liabilities (492)   (1,972) 
 1,043,887   281,289 
Investing Activities
Additions to property, plant and equipment and intangible assets (295,389)   (155,902) 
Increase in long-term investments (467,206)   (61,089) 
Acquisitions of operating entities —   4,234 
Increase in other assets (447)   (5,366) 
Receipt of principal on development loans receivable —   9,715 
Proceeds from sale of long-lived assets  4,344   415 
 (758,698)   (207,993) 
Effect of exchange rate differences on cash and restricted cash 50   (4,480) 
Increase in cash, cash equivalents and restricted cash 41,715   135,683 
Cash, cash equivalents and restricted cash, beginning of period 130,018   87,272 
Cash, cash equivalents and restricted cash, end of period$ 171,733  $ 222,955 
Algonquin Power & Utilities Corp.
Unaudited Interim Consolidated Statements of Cash Flows
(thousands of U.S. dollars)Three months ended March 31
20212020
Supplemental disclosure of cash flow information:Cash paid during the period for interest expense
$ 56,361  $ 44,807 
Cash paid (refund received) during the period for income taxes$ (985)  $ 1,047 
Cash received during the period for distributions from equity investments$ 26,785  $ 25,434 
Non-cash financing and investing activities:Property, plant and equipment acquisitions in accruals
$ 120,535  $ 42,563 
Issuance of common shares under dividend reinvestment plan and share-based compensation plans$ 29,960  $ 33,847 
Issuance of common shares upon conversion of convertible debentures$ —  $ 12 
Property, plant and equipment, intangible assets and accrued liabilities in exchange of note receivable$ 87,128  $ — 
See accompanying notes to unaudited interim consolidated financial statements
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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, natural gas, water distribution and wastewater collection utility systems and transmission operations in the United States, Bermuda,  Chile  and  Canada;  the  Renewable  Energy  Group  owns  and  operates  a  diversified  portfolio  of  non-regulated renewable and thermal electric 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 for the year ended December 31, 2020.
(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 different electrical distribution  utilities  can  experience  higher  or  lower  demand  in  the  summer  or  winter  depending  on  the specific regional weather and industry characteristics. During the winter period, natural gas distribution utilities  experience  higher  demand  than  during  the  summer  period.  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. 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 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",  in  Chilean  Unidad  de  Fomento  with  "CLF",  and  in  Bermudian  dollars  with  "BMD" immediately prior to the stated amount.  
2.  Recently issued accounting pronouncementsThe  FASB  issued  ASU  2020-06,  Debt  —  Debt  with  Conversion  and  Other  Options  (Subtopic  470-20)  and Derivatives  and  Hedging  —  Contracts  in  Entity's  Own  Equity  (Subtopic  815-40):  Accounting  for  Convertible Instruments  and  Contracts  in  an  Entity's  Own  Equity  to  address  the  complexity  associated  with  accounting  for certain financial instruments with characteristics of liabilities and equity. The number of accounting models for convertible  debt  instruments  and  convertible  preferred  stock  is  being  reduced  and  the  guidance  has  been amended for the derivatives scope exception for contracts in an entity's own equity to reduce form-over-substance-based  accounting  conclusions.  The  amendments  in  this  update  are  effective  for  fiscal  years  beginning  after December 15, 2021, including interim periods within those fiscal years. The Company is currently assessing the impact of this update.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
2.  Recently issued accounting pronouncements (continued)The FASB issued ASU 2020-04, Reference Rate Reform (Topic 848): Facilitation of the Effects of Reference Rate Reform on Financial Reporting, which provides optional expedients and exceptions to ease the potential burden in accounting  for  reference  rate  reform.  The  amendments  apply  to  contracts,  hedging  relationships,  and  other transactions that reference LIBOR or another reference rate expected to be discontinued because of the reference rate reform. The amendments in this update are effective for all entities as of March 12, 2020 through December 31,  2022.  The  FASB  issued  an  update  to  Topic  848  in  ASU  2021-01  to  clarify  that  the  scope  of  Topic  848 includes derivatives affected by the discounting transition. The Company is currently assessing the impact of the reference rate reform and this update.
3.Business acquisitions and development projects(a) Acquisition of Mid-West Wind Development Project
In 2019, The Empire District Electric Company ("Empire Electric System"), a wholly owned subsidiary of the Company, entered into purchase agreements to acquire, once completed, three wind farms generating up to 600 MW of wind energy located in Barton, Dade, Lawrence, and Jasper Counties in Missouri ("Missouri Wind Projects")  and  in  Neosho  County,  Kansas  ("Kansas  Wind  Project",  and  together  with  the  Missouri  Wind Projects,  the  “Wind  Projects”).  These  assets,  net  of  third-party  tax  equity  investment,  are  expected  to  be included in the rate base of the Empire Electric System. Until then, the assets purchased are expected to be included in the plant-in-service accounting (“PISA”) regulatory mechanism (note 5). In November 2019, Liberty Utilities Co., a wholly owned subsidiary of the Company, acquired an interest in the entities that own North Fork Ridge and Kings Point, the two Missouri Wind Projects and, in partnership with a third-party developer, continued development and construction of such projects until acquisition by the Empire  Electric  System  following  completion.  The  Company  accounted  for  its  interest  in  these two  projects using the equity method (note 6(b)).In November 2019, a tax equity agreement was executed for the Kansas Wind Project and in December 2020, tax equity agreements were executed for the Missouri Wind Projects. These agreements provide that the Class A partnership units will be owned by third-party tax equity investors who will receive the majority of the tax attributes associated with the Wind Projects.Concurrent with the execution of the tax equity agreements in December 2020, the North Fork Ridge Wind project reached commercial operation and the tax equity investors provided initial funding of $29,446. During the quarter, the Empire Electric System acquired the North Fork Ridge Wind project for total consideration to the third-party developer of $17,318 and obtained control of the facility. A portion of the consideration in an amount of $4,395 was withheld and remains payable to the third party at March 31, 2021. Subsequent to acquisition, the tax equity investor provided additional funding of $84,926 and North Fork Ridge's third party construction  loan  of  $172,986  was  repaid.  The  Company  accounted  for  this  transaction  as  an  asset acquisition  since  substantially  all  of  the  fair  value  of  gross  assets  acquired  is  concentrated  in  a  group  of similar identifiable assets. The following table summarizes the allocation of the assets acquired and liabilities assumed at the acquisition date. 
Working capital$ (15,896) 
Property, plant and equipment 284,048 
Long-term debt (172,986) 
Asset retirement obligation (7,837) 
Deferred tax liability (1,705) 
Non-controlling interest (tax equity investors) (29,141) 
Total net assets acquired 56,483 
Cash and cash equivalents 8,673 
Net assets acquired, net of cash and cash equivalents$ 47,810 
Subsequent  to  quarter  end,  the  Empire  District  System  acquired  the  Neosho  Ridge  and  Kings  Point  Wind projects for consideration of $79,686. Tax equity funding of $445,954 was received and construction loans of $616,976 were repaid. As a result of obtaining control of the facilities, the transaction will be treated as an asset acquisition.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
3.Business acquisitions and development projects (continued)(b) Maverick Creek and Sugar Creek Wind Facilities
Up to January 2021, the Company held 50% equity interests in Maverick Creek Wind SponsorCo, LLC and AAGES  Sugar  Creek  Wind,  LLC  (note  6).  The  two  entities  indirectly  own  492  MW  and  202  MW  wind development projects in the state of Texas and Illinois ("Maverick Creek Wind Facility" and "Sugar Creek Wind Facility"),  respectively.  In  January  2021,  the  Company  acquired  the  remaining  50%  interests  in  Maverick Creek  Wind  SponsorCo  LLC  and  AAGES  Sugar  Creek  Wind,  LLC  for  $43,797  and  obtained  control  of  the facilities. A portion of the consideration in an amount of $18,641 was withheld and remains payable at March 31, 2021. The Company accounted for the transactions as asset acquisitions since substantially all of the fair value of gross assets acquired is concentrated in a group of similar identifiable assets. The following table summarizes the allocation of the assets acquired and liabilities assumed at the acquisition date of the two wind facilities. The existing loans between the Company and the partnerships of $87,035 were treated as additional consideration incurred to acquire the partnerships.
Maverick Creek         
and Sugar Creek
Working capital$ (15,557) 
Property, plant and equipment 1,068,708 
Long-term debt (855,409) 
Asset retirement obligation (23,402) 
Deferred tax liability (6,431) 
Derivatives 7,575 
Total net assets acquired 175,484 
Cash and cash equivalents 4,241 
Net assets acquired, net of cash and cash equivalents$ 171,243 
Tax equity investors provided initial funding of $73,957 to the Sugar Creek Wind Facility during the quarter and Sugar Creek's third party construction loan of $284,829 was repaid subsequent to the acquisition of the remaining 50% interest in the Facility.
(c) Acquisition of Empresa de Servicios Sanitarios de Los Lagos S.A.
The Company completed the acquisition of 94% of the outstanding shares of Empresa de Servicios Sanitarios de Los Lagos S.A. ("ESSAL") in October 2020 for a total purchase price of $162,086.  During the quarter an adjustment was made to increase the fair value of accruals and long-term debt by $1,955 (CLP 3,075,536), net of tax, and increase goodwill be the same amount.During the quarter, the Company sold a 32% interest in Eco Acquisitionco SpA, the holding company through which  AQN's  interest  in  ESSAL  is  held,  to  a  third  party  for  consideration  of  $51,750.  This  represents  an interest of 30% in the aggregate interest in ESSAL which was reflected by a corresponding increase in non-controlling  interest.  This  transaction  resulted  in  no  gain  or  loss.  Following  this  transaction,  AQN  owns approximately 64% of the outstanding shares of ESSAL and continues to consolidate ESSAL's operations.
4.Accounts receivableAccounts receivable as of March 31, 2021 include unbilled revenue of $69,458 (December 31, 2020 - $91,295) from the Company’s regulated utilities.  Accounts receivable as of March 31, 2021 are presented net of allowance for doubtful accounts of $31,984 (December 31, 2020 - $29,506).
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
5.Regulatory mattersThe  operating  companies  within  the  Regulated  Services  Group  are  subject  to  regulation  by  the  respective authorities of the jurisdictions in which they operate. The respective public utility commissions have jurisdiction with respect to rate, service, accounting policies, issuance of securities, acquisitions and other matters. Except for ESSAL,  these  utilities  operate  under  cost-of-service  regulation  as  administered  by  these  authorities.  The Company’s regulated utility operating companies are accounted for under the principles of ASC 980, Regulated Operations.  Under ASC 980, regulatory assets and liabilities that would not be recorded under U.S. GAAP for non-regulated entities are recorded to the extent that they represent probable future revenue or expenses associated with  certain  charges  or  credits  that  will  be  recovered  from  or  refunded  to  customers  through  the  rate  setting process.At any given time, the Company can have several regulatory proceedings underway. The financial effects of these proceedings  are  reflected  in  the  consolidated  financial  statements  based  on  regulatory  approval  obtained  to  the extent that there is a financial impact during the applicable reporting period. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
5.Regulatory matters (continued)Regulatory assets and liabilities consist of the following:
March 31, December 31, 
20212020
Regulatory assets
Fuel and commodity cost adjustments (a)$ 264,244  $ 18,094 
Retired generating plant 191,389   194,192 
Pension and post-employment benefits 175,980   178,403 
Rate adjustment mechanism 98,345   99,853 
Environmental remediation 80,323   87,308 
Income taxes 79,609   77,730 
Debt premium 34,786   35,688 
Clean energy and other customer programs 26,153   26,400 
Deferred capitalized costs 37,207   34,398 
Asset retirement obligation 26,749   26,546 
Wildfire mitigation and vegetation management 23,946   22,736 
Long-term maintenance contract 13,240   14,405 
Rate review costs 8,364   8,054 
Other 22,336   21,664 
Total regulatory assets$  1,082,671  $ 845,471 
Less: current regulatory assets (101,618)   (63,042) 
Non-current regulatory assets$ 981,053  $ 782,429 
Regulatory liabilities
Income taxes$ 314,946  $ 322,317 
Cost of removal 197,049   200,739 
Pension and post-employment benefits 30,873   26,311 
Fuel and commodity costs adjustments 7,217   20,136 
Rate adjustment mechanism 2,662   5,214 
Clean energy and other customer programs 13,615   10,440 
Rate base offset  6,587   6,874 
Other 13,705   9,487 
Total regulatory liabilities$ 586,654  $ 601,518 
Less: current regulatory liabilities (35,998)   (38,483) 
Non-current regulatory liabilities$ 550,656  $ 563,035 
(a) Fuel and commodity cost adjustments
In February 2021, the Company's operations were impacted by extreme winter storm conditions experienced in the central U.S. ("Midwest Extreme Weather Event"). As a result of the Midwest Extreme Weather Event, the Company  incurred  incremental  commodity  costs  during  the  period  of  record  high  pricing  and  elevated consumption. The Company has commodity cost mechanisms that allow for the recovery of prudently incurred  expenses.  The  Company  has  made  a  filing  with  the  Missouri  regulator  requesting  approval  to  treat  the incremental fuel costs incurred in the same manner as normal pass-through fuel costs and proposing to extend the recovery period to mitigate the impact on customer bills. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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, 
20212020
Long-term investments carried at fair value
Atlantica (a)$  1,793,512  $  1,706,900 
Atlantica share subscription agreement (a) —   20,015 
 Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. 104,620   110,514 
$  1,898,132  $  1,837,429 
Other long-term investments
Equity-method investees (b)$ 344,524  $ 186,452 
Development loans receivable from equity-method investees (b) 17,967   22,912 
 Other 5,301   5,219 
$ 367,792  $ 214,583 
Income (loss) from long-term investments from the years ended March 31 is as follows:
Three months ended March 31
20212020
Fair value gain (loss) on investments carried at fair value
Atlantica$ (64,433)  $  (185,394) 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. (7,312)   (4,142) 
San Antonio Water System —   (1,222) 
$ (71,745)  $  (190,758) 
Dividend and interest income from investments carried at fair value
Atlantica$ 20,564  $ 18,426 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. 4,344   3,904 
San Antonio Water System —   1,048 
$ 24,908  $ 23,378 
Other long-term investments
Equity method income (loss) (5,554)   (799) 
Interest and other income 1,884   5,518 
$ (50,507)  $  (162,661) 
(a)Investment in AtlanticaAAGES (AY Holdings) B.V. (“AY Holdings”), an entity controlled and consolidated by AQN, has a share ownership  in  Atlantica  Sustainable  Infrastructure  PLC  (“Atlantica”)  of  approximately 44.2%  (December 31, 2020 - 44.2%). AQN has the flexibility, subject to certain conditions, to increase its ownership of Atlantica  up  to  48.5%.  On  December  9,  2020,  the  Company  entered  into  a  subscription  agreement  to purchase additional ordinary shares of Atlantica at $33.00 per share. The contract was accounted for as a derivative under ASC 815, Derivatives and Hedging. On January 7, 2021, the subscription closed and the Company paid $132,688 for the additional 4,020,860 shares of Atlantica. The shares were purchased at a  total  cost  of  $1,167,444.  The  Company  accounts  for  its  investment  in  Atlantica  at  fair  value,  with changes in fair value reflected in the unaudited interim consolidated statements of operations. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
6.Long-term investments (continued)(b)
Equity-method investees and development loans receivable from equity investeesThe Company has non-controlling interests in various corporations, partnerships and joint ventures with a total  carrying  value  of  $344,524  (December  31,  2020  -  $186,452)  including  investments  in  VIEs  of $100,498 (December 31, 2020 - $174,685).During the quarter, the Company acquired a 51% interest in three wind facilities from a portfolio of four wind  facilities  located  in  Texas  for $227,556.  The  facilities  have  achieved  commercial  operations.  The acquisition  of  the  last  facility  is  expected  to  close  after  achieving  commercial  operation  for  a  purchase price  of  approximately  $103,642.  Commercial  operation  is  expected  to  occur  in  the  second  quarter  of 2021. The Company does not control the entities and therefore accounts for its 51% interest using the equity method. During  the  quarter,  the  Company  acquired  the  remaining 50%  equity  interest  in  the  Sugar  Creek  Wind Facility and Maverick Creek Wind Facility for $43,796 and as a result, obtained control of the facilities (note  3(b)).  In  addition,  the  Empire  Electric  System  acquired  the  North  Fork  Ridge  Wind  Facility  from Liberty Utilities Co. and the third-party developer (note 3(a)) during the quarter.Subsequent to quarter-end, on April 9, 2021, the Company acquired the remaining 50% equity interest in  Altavista,  a  80  MW  solar  power  project  located  in  Campbell  County,  Virginia,  for  $6,735  and  as  a result, obtained control of the facility. As at March 31, 2021, the net book value of property, plant and equipment  of  the  joint  venture  was  $137,005  while  the  third-party  construction  debt  was  $121,604 which is expected to be repaid in the second quarter of 2021.Summarized combined information for AQN's investments in significant partnerships and joint ventures is as follows:
March 31, December 31, 
20212020
Total assets$  2,835,485  $  3,201,967 
Total liabilities 2,262,322    2,913,188 
Net assets$ 573,163  $ 288,779 
AQN's ownership interest in the entities 288,012   141,666 
Difference between investment carrying amount and underlying equity in 
net assets(a) 56,512   44,786 
AQN's investment carrying amount for the entities$ 344,524  $ 186,452 
(a) The difference between the investment carrying amount and the underlying equity in net assets relates primarily to interest capitalized while the projects are under construction, the fair value of guarantees provided by the Company in regards to the investments, development fees and transaction costs.
Except for AAGES BV, 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,  2021,  the  Company  had  issued  letters  of  credit  and guarantees  of  performance  obligations:  under  a  security  of  performance  for  a  development  opportunity; wind turbine or solar panel supply agreements; engineering, procurement, and construction agreements; purchase  and  sale  agreements;  interconnection  agreements;  energy  purchase  agreements;  renewable energy  credit  agreements;  and  construction  loan  agreements.  The  fair  value  of  the  support  provided recorded as at March 31, 2021 amounts to $2,089 (December 31, 2020 - $12,273). 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
6.Long-term investments (continued)
(b)  Equity-method investees and development loans receivable from equity investees (continued)Summarized combined information for AQN's VIEs is as follows:
March 31, December 31, 
20212020
AQN's maximum exposure in regards to VIEs
Carrying amount$ 100,498  $ 174,685 
Development loans receivable 16,403   21,804 
Performance guarantees and other commitments on behalf of VIEs 135,045   965,291 
$ 251,946  $  1,161,780 
The commitments are presented on a gross basis assuming no recoverable value in the assets of the VIEs. The  majority  of  the  amounts  committed  on  behalf  of  VIEs  in  the  above  relate  to  wind  turbine  or  solar panel supply agreements as well as engineering, procurement, and construction agreements.
7.Long-term debtLong-term debt consists of the following:
Weighted 
average March 31, December 31, 
Borrowing typecouponMaturityPar value20212020
Senior unsecured revolving credit 
facilities — 2021-2024N/A $  1,445,792  $ 223,507 
Senior unsecured bank credit 
facilities — 2021-2031N/A  162,507   152,338 
Commercial paper — 2021N/A  241,000   122,000 
U.S. dollar borrowings
Senior unsecured notes 3.46 %2022-2047 $  1,700,000   1,688,711    1,688,390 
Senior unsecured utility notes 6.34 %2023-2035 $ 142,000   156,805   157,212 
Senior secured utility bonds 4.71 %2026-2044 $ 556,227   560,665   561,494 
Senior secured project notes (a) — 2021 $ 570,578   570,578   — 
Canadian dollar borrowings
Senior unsecured notes (b) 4.20 %2022-2050 C$ 1,000,669   791,818   899,710 
Senior secured project notes 10.21 %2027 C$ 25,250   20,080   20,315 
Chilean Unidad de Fomento borrowings
Senior unsecured utility bonds 4.29 %2028-2040 CLF      1,868  93,780   92,183 
$  5,731,736  $  3,917,149 
Subordinated U.S. dollar borrowings
Subordinated unsecured notes 6.50 %2078-2079 $ 637,500   621,658   621,321 
$  6,353,394  $  4,538,470 
Less: current portion (620,869)   (139,874) 
$  5,732,525  $  4,398,596 
Short-term  obligations  of  $963,465  that  are  expected  to  be  refinanced  using  the  long-term  credit  facilities  are presented as long-term debt.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
7.Long-term debt (continued)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.Recent financing activities:(a)
U.S. dollar Senior secured project noteIn January 2021, in connection with the acquisition of the Maverick Creek Wind Facility (note 3(b)), the Company  assumed  $570,578  of  debt  outstanding  under  the  construction  facility  that  matures  on  June 15, 2021.
(b)Canadian dollar senior unsecured notes
On  February  15,  2021,  the  Renewable  Energy  Group  repaid  a  C$150,000  unsecured  note  upon  its maturity. Concurrent with the repayment, the Renewable Energy Group unwound and settled the related cross currency fixed-for-fixed interest rate swap (note 21(b)(iii)).Subsequent  to  quarter  end,  on  April  9,  2021,  the  Renewable  Energy  Group  issued  C$400,000  senior unsecured debentures bearing interest at 2.85% with a maturity date of July 15, 2031. The notes were sold  at  a  price  of  C$999.92  per  C$1,000.00  principal  amount.  Concurrent  with  the  offering,  the Renewable  Energy  Group  entered  into  a  fixed-for-fixed  cross  currency  interest  rate  swap  to  convert  the Canadian  dollar  denominated  coupon  and  principal  payments  from  the  offering  into  U.S.  dollars  (note 21(b)(iii)). 
8.Pension and other post-employment benefitsThe  following  table  lists  the  components  of  net  benefit  costs  for  the  pension  plans  and  other  post-employment benefits  (“OPEB”)  in  the  unaudited  interim  consolidated  statements  of  operations  for  the  three  months  ended March 31:
 Pension benefitsOPEB
Three months ended March 31Three months ended March 31
 2021202020212020
Service cost$ 3,828  $ 3,567  $ 1,772  $ 1,467 
Non-service costs
Interest cost 6,706   4,791   1,021   1,819 
Expected return on plan assets (11,164)   (6,249)   (2,511)   (2,192) 
Amortization of net actuarial loss (gain) 2,272   1,145   437   (13) 
Amortization of prior service credits (407)   (402)   —   — 
Impact of regulatory accounts 6,184   3,538   1,146   919 
$ 3,591  $ 2,823  $ 93  $ 533 
Net benefit cost$ 7,419  $ 6,390  $ 1,865  $ 2,000 
The service cost components of pension plans and OPEB are shown as part of operating expenses within operating income in the unaudited interim consolidated statements of operations. The remaining components of net benefit cost  are  considered  non-service  costs  and  have  been  included  outside  of  operating  income  in  the  unaudited interim consolidated statements of operations.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
9.Other long-term liabilitiesOther long-term liabilities consist of the following:  
March 31, December 31, 
20212020
Advances in aid of construction$ 88,697  $ 79,864 
Environmental remediation obligation 60,696   69,383 
Asset retirement obligations 111,974   79,968 
Customer deposits 32,031   31,939 
Unamortized investment tax credits 17,758   17,893 
Deferred credits 21,482   21,156 
Preferred shares, Series C 13,772   13,698 
Hook up fees 19,393   17,704 
Lease liabilities 9,087   14,288 
Contingent development support obligations 2,089   12,273 
Hedge settlement obligation 32,126   — 
Note payable to related party 30,493   30,493 
Other 32,143   23,027 
$ 471,741  $ 411,686 
Less: current portion (76,261)   (72,505) 
$ 395,480  $ 339,181 
10.Shareholders’ capital(a)
Common sharesNumber of common shares 
Three months ended March 31,
20212020
Common shares, beginning of period 597,142,219   524,223,323 
Public offering 8,188,225   — 
Dividend reinvestment plan 1,403,635   1,244,696 
Exercise of share-based awards (b) 547,683   1,215,388 
Conversion of convertible debentures —   1,509 
Common shares, end of period 607,281,762   526,684,916 
AQN's  at-the-market  equity  program  (“ATM  program”)  allows  the  Company  to  issue  up  to $500,000  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 TSX, the 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, 2021, the Company issued 8,188,225 common shares under the ATM program at an average price  of  $15.79  per  common  share  for  gross  proceeds  of  $129,279  ($127,663  net  of  commissions). Other related costs were $236.As at May 6, 2021, the Company has issued a cumulative total of 21,604,478 common shares under the ATM program at an average price of $14.84 per share for gross proceeds of $320,583 ($316,576 net of commissions).  Other  related  costs,  primarily  related  to  the  establishment  and  subsequent  re-establishment of the ATM program, were $3,649.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
10.Shareholders’ capital (continued)(b)
Share-based compensationFor  the  three  months  ended  March  31,  2021,  AQN  recorded  $1,197  (2020  -  $1,472)  in  total  share-based  compensation  expense.  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, 2021, total unrecognized compensation costs related to non-vested share-based awards was $12,417 and is expected to be recognized over a period of 1.87 years.Share option planDuring  the  three  months  ended  March  31,  2021,  the  Board  of  Directors  of  the  Company  (the  "Board") approved the grant of 437,006 options to executives of the Company. The options allow for the purchase of common shares at a weighted average price of C$19.64, the market price of the underlying common share  at  the  date  of  grant.  One-third  of  the  options  vest  on  each  of  December  31,  2021,  2022,  and 2023. The options may be exercised up to eight years following the date of grant.The following assumptions were used in determining the fair value of share options granted: 
2021
Risk-free interest rate 1.1 %
Expected volatility 23 %
Expected dividend yield 4.1 %
Expected life5.50 years
Weighted average grant date fair value per optionC$ 2.46 
Performance and restricted share unitsDuring  the  three  months  ended  March  31,  2021,  a  total  of 230,594  PSUs  and  RSUs  were  granted  to executives of the Company. The awards vest based on the terms of each agreement ranging from February 2022 to January 2024. During the three months ended March 31, 2021, the Company settled 702,578 PSUs and RSUs in exchange for 369,934 common shares issued from treasury, and 332,644 PSUs and RSUs  were  settled  at  their  cash  value  as  payment  for  tax  withholding  related  to  the  settlement  of  the awards. Subsequent to quarter-end, on April 27, 2021, 414,400 PSUs were granted to employees of the Company. The PSUs vest on January 1, 2024.During the three months ended March 31, 2021, the Company settled 148,459 bonus deferral RSUs in exchange for 68,841 common shares issued from treasury, and 79,618 RSUs were settled at their cash value as payment for tax withholding related to the settlement of the awards. Subsequent to quarter end, on April 15, 2021, 44,528 bonus deferral RSUs were granted to employees of the Company. The RSUs are 100% vested. Director's deferred share unitsDuring  the  three  months  ended  March  31,  2021,  15,970  deferred  share  units  ("DSUs")  were  issued pursuant to the election of the Directors 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, 2021 and 2020(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 post-
currency Unrealized employment 
cumulative gain on cash actuarial 
translationflow hedgeschangesTotal
Balance, January 1, 2020$ (68,822)  $ 75,099  $ (16,038)  $ (9,761) 
Other comprehensive income (loss) 25,643   (13,418)   (20,964)   (8,739) 
Amounts reclassified from AOCI to the 
unaudited interim consolidated statement of 
operations 2,763   (10,864)   3,403   (4,698) 
Net current period OCI$ 28,406  $ (24,282)  $ (17,561)  $ (13,437) 
OCI attributable to the non-controlling 
interests 691   —   —   691 
Net current period OCI attributable to 
shareholders of AQN$ 29,097  $ (24,282)  $ (17,561)  $ (12,746) 
Balance, December 31, 2020$ (39,725)  $ 50,817  $ (33,599)  $ (22,507) 
Other comprehensive loss (915)   (30,731)   —   (31,646) 
Amounts reclassified from AOCI to the 
unaudited interim consolidated statement of 
operations 642   38,375   1,620   40,637 
Net current period OCI$ (273)  $ 7,644  $ 1,620  $ 8,991 
OCI attributable to the non-controlling 
interests (6,756)   —   —   (6,756) 
Net current period OCI attributable to 
shareholders of AQN$ (7,029)  $ 7,644  $ 1,620  $ 2,235 
Balance, March 31, 2021$ (46,754)  $ 58,461  $ (31,979)  $ (20,272) 
Amounts  reclassified  from  AOCI  for  foreign  currency  cumulative  translation  affected  interest  expense  and 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 (note 21(b)(ii)).
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
20212020
Dividend per Dividend per 
DividendshareDividendshare
Common shares$ 94,614  $ 0.1551  $ 74,629  $ 0.1410 
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, 2021 and 2020(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,  2021,  the Company charged its equity-method investees $6,314 (2020 - $4,557). Additionally, one of the equity-method investees 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, 2021, the development fees charged to the Company were $738 (2020 - $nil).The  Company  has  an  outstanding  promissory  note  of  $30,493  payable  to  Altavista,  an  equity  method investee  of  the  Company  with  an  original  maturity  date  of  March  31,  2021.  During  the  quarter,  the maturity date of the note was extended to June 30, 2021. 
(b)Redeemable non-controlling interest held by related partyOn November 28, 2018, AAGES B.V., an equity investee of the Company, obtained a three-year secured credit  facility  in  the  amount  of  $306,500  and  subscribed  to  a  $305,000  preference  share  ownership interest  in  AY  Holdings.  The  AAGES  B.V.  secured  credit  facility  is  collateralized  through  a  pledge  of Atlantica shares held by AY Holdings. 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 stock to eliminate the collateral shortfall. The AAGES B.V. secured credit facility is repayable on demand if Atlantica ceases to be a public company. AQN reflects the  preference  share  ownership  issued  by  AY  Holdings  as  redeemable  non-controlling  interest  held  by related  party.  Redemption  is  not  considered  probable  as  at  March  31,  2021.  During  the  three  months ended  March  31,  2021,  the  Company  incurred  non-controlling  interest  attributable  to  AAGES  B.V.  of $2,681 (2020 - $3,766) and recorded distributions of $2,544 (2020 - $3,299) (note 14).
(c)Non-controlling interest held by related partyNon-controlling interest held by related party represents an interest in AIP, 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).  During  the  three  months  ended  March  31,  2021,  the  Company  recorded distributions to AYES of $4,471 (2020 - $4,208).
The above related party transactions have been recorded at the exchange amounts agreed to by the parties to the transactions.
14.Non-controlling interests and redeemable non-controlling interestsNet effect attributable to non-controlling interests for the three months ended March 31 consists of the following:
20212020
HLBV and other adjustments attributable to:
Non-controlling interests - tax equity partnership units$ 21,942  $ 18,232 
Non-controlling interests - redeemable tax equity partnership units 1,718   1,719 
Other net earnings attributable to:
Non-controlling interests (3,695)   (609) 
$ 19,965  $ 19,342 
Redeemable non-controlling interest, held by related party (2,681)   (3,766) 
Net effect of non-controlling interests$ 17,284  $ 15,576 
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 HLBV method of accounting.The  Company  obtained  control  of  the  North  Fork  Ridge  Wind  Facility  and  Sugar  Creek  Wind  Facility  in  January 2021 (note 3(a) and 3(b)). During the quarter, third-party tax equity investors funded $84,927 and $73,957, in  the North Fork Ridge Wind Facility and Sugar Creek Wind Facility, respectively in exchange for Class A partnership units in the entities.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
15.Income taxes For the three months ended March 31, 2021, the Company's tax rate varied from the statutory rate of 26.5% due primarily to the beneficial impact of differences in effective tax rates on transactions in foreign jurisdictions, the tax benefit from tax credits accrued, partially offset by deferred tax expense associated with the non-controlling interest share of income. For the three months ended March 31, 2020, the Company's tax rate varied from the statutory rate of 26.5% due primarily to the impact of the loss associated with its investment in Atlantica, and the impact of differences in effective tax rates on transactions in foreign jurisdictions.The Company recognizes tax credits on a quarterly basis using an overall effective income tax rate anticipated for the full year which may differ significantly from recognizing tax credits as either wind energy is generated and sold or as solar assets are placed in service. Tax credits can significantly affect the Company's effective income tax rate depending  on  the  amount  of  pretax  income.  For  the  three  months  ended  March  31,  2021,  the  Company  has accrued  $11,600  (March  31,  2020  -  $5,120)  of  tax  credits.  The  tax  credits  that  have  been  accrued  are  both investment and production tax credits associated with renewable energy projects that have either been placed in service or are expected to be placed in service by the end of 2021.  
16.Other net lossesOther net losses consist of the following: 
Three months ended March 31
20212020
Acquisition and transition-related costs$ 2,102  $ 26 
Other 6,282   864 
$ 8,384  $ 890 
Other  losses  primarily  consist  of  an  adjustment  to  a  regulatory  liability  pertaining  to  the  true  up  of  prior  period tracking accounts, costs pertaining to condemnation proceeding and other miscellaneous asset write-downs. 
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, subscription receipts outstanding, additional shares issued subsequent to quarter-end under the dividend  reinvestment  plan,  PSUs,  RSUs  and  DSUs  outstanding  during  the  period  and,  if  dilutive,  potential incremental  common  shares  resulting  from  the  application  of  the  treasury  stock  method  to  outstanding  share options  and  additional  shares  issued  subsequent  to  quarter-end  under  the  dividend  reinvestment  plan.  The convertible  debentures  are  convertible  into  common  shares  at  any  time  prior  to  maturity  or  redemption  by  the Company. The shares issuable upon conversion of the convertible debentures are included in diluted earnings per share.
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
20212020
Net earnings attributable to shareholders of AQN$ 13,947  $ (63,797) 
Series A preferred shares dividend 1,215   1,174 
Series D preferred shares dividend 999   966 
Net earnings attributable to common shareholders of AQN – basic and diluted$ 11,733  $ (65,937) 
Weighted average number of shares
Basic  599,659,587    525,828,253 
Effect of dilutive securities 5,525,965   — 
Diluted  605,185,552    525,828,253 
The effect of 437,006 securities (2020 - 5,463,041) was excluded from the weighted average number of shares in the table above as they are anti-dilutive. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
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, Chile and Bermuda; 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  gains  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 and unrealized portion of any gains or losses on derivative instruments not designated in a hedging relationship are not considered in management’s evaluation of divisional performance and are therefore allocated and reported under corporate. Beginning  in  the  first  quarter  of  2021  the  Company  reported  income  and  losses  associated  with  development activities under corporate, as these are no longer considered in Management’s evaluation of the Renewable Energy Group  where  it  was  reported  previously.  Comparative  figures  have  been  reclassified  to  conform  to  presentation adopted in the current period.
 Three months ended March 31, 2021
Regulated Renewable 
 Services GroupEnergy GroupCorporateTotal
Revenue (1)(2)$ 598,603  $ 35,553  $ 386  $ 634,542 
Fuel, power and water purchased 245,522   7,928   —   253,450 
Net revenue 353,081   27,625   386   381,092 
Operating expenses 153,133   28,025   —   181,158 
Administrative expenses 7,543   6,183   1,816   15,542 
Depreciation and amortization 67,567   29,578   294   97,439 
Gain on foreign exchange —   —   862   862 
Operating income 124,838   (36,161)   (2,586)   86,091 
Interest expense (24,301)   (16,293)   (8,986)   (49,580) 
Income from long-term investments 1,174   22,417   (74,098)   (50,507) 
Other (8,491)   (876)   (1,612)   (10,979) 
Earnings (loss) before income taxes$ 93,220  $ (30,913)  $ (87,282)  $ (24,975) 
Property, plant and equipment$  6,166,912  $  3,575,539  $ 31,023  $  9,773,474 
Investments carried at fair value —   1,898,132   —   1,898,132 
Equity-method investees 56,048   287,817   659   344,524 
Total assets 9,166,449   6,037,555   82,120    15,286,124 
Capital expenditures$ 201,037  $ 77,085  $ —  $ 278,122 
(1) Renewable Energy Group revenue includes $49,583 related to net hedging losses from energy derivative contracts and availability credits for the three-month period ended March 31, 2021 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.(2)  Regulated  Services  Group  revenue  includes  $2,361  related  to  alternative  revenue  programs  for  the  three-month  period  ended March 31, 2021 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
18.Segmented information (continued)
 Three months ended March 31, 2020
Regulated Renewable 
 Services GroupEnergy GroupCorporateTotal
Revenue (1)(2)$ 396,060  $ 68,841  $ —  $ 464,901 
Fuel, power and water purchased 123,097   4,004   —   127,101 
Net revenue 272,963   64,837   —   337,800 
Operating expenses 108,367   18,367   —   126,734 
Administrative expenses 9,487   6,206   1,141   16,834 
Depreciation and amortization 53,010   25,628   242   78,880 
Loss on foreign exchange —   —   (4,670)   (4,670) 
Operating income 102,099   14,636   3,287   120,022 
Interest expense (24,840)   (14,479)   (6,929)   (46,248) 
Income from long-term investments 2,648   23,766   (189,075)   (162,661) 
Other (4,997)   834   (26)   (4,189) 
Earnings before income taxes$ 74,910  $ 24,757  $  (192,743)  $ (93,076) 
Capital expenditures$ 139,632  $ 16,270  $ —  $ 155,902 
December 31, 2020
Property, plant and equipment$  5,757,532  $  2,451,706  $ 32,600    8,241,838 
Investments carried at fair value —    1,837,429   —    1,837,429 
Equity-method investees 74,673   110,414   1,365   186,452 
Total assets  8,528,172    4,586,878   108,856    13,223,906 
(1) Renewable Energy Group revenue includes $9,292 related to net hedging gains from energy derivative contracts for the three-month period ended March 31, 2020 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.(2)  Regulated  Services  Group  revenue  includes  $2,968  related  to  alternative  revenue  programs  for  the  three-month  period  ended March 31, 2020 that do not represent revenue recognized from contracts with customers.
The majority of non-regulated energy sales are earned from contracts with large public utilities. The Company has sought to mitigate its credit risk by selling energy to large utilities in various North American locations. None of the utilities contribute more than 10% of total revenue.AQN  operates  in  the  independent  power  and  utility  industries  in  the  United  States,  Canada,  and  other  regions. Information on operations by geographic area is as follows:
Three months ended March 31
20212020
Revenue
United States$ 511,827  $ 440,729 
Canada 47,851   24,172 
Other regions 74,864   — 
$ 634,542  $ 464,901 
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, 2021 and 2020(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 consolidated  financial  statements  at  the  time  it  is  concluded  that  its  occurrence  is  probable  and  the related liability is estimable.Claim by Gaia Power Inc.On October 30, 2018, Gaia Power Inc. (“Gaia”) commenced an action in the Ontario Superior Court of Justice  against  AQN  and  certain  of  its  subsidiaries,  initially  claiming  damages  of  not  less  than C$345,000  and  punitive  damages  in  the  sum  of  C$25,000.  On  November  28,  2020,  Gaia  served  the Company with an amended notice of arbitration to, among other things, lower the value of its damages claim to C$108,500 and lower the value of its punitive damages claim to C$10,000.  The action arises from Gaia’s 2010 sale, to a subsidiary of AQN, of Gaia’s interest in certain proposed wind farm projects in Canada.  Pursuant to a 2010 royalty agreement, Gaia is entitled to royalty payments if the projects are developed  and  achieve  certain  agreed  targets.  The  parties  have  agreed  to  arbitrate  the  dispute,  and  concluded  hearings  on  this  matter  on  March  17,  2021.  The  arbitrator  has  reserved  his  decision  until further notice. The likelihood of success in this lawsuit cannot be reasonably predicted at this time.Condemnation expropriation proceedingsLiberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. is the subject of a condemnation lawsuit filed by the town  of  Apple  Valley.  A  court  will  determine  the  necessity  of  the  taking  by  Apple  Valley  and,  if established, a jury will determine the fair market value of the assets being condemned. The evidentiary portion of the right-to-take condemnation trial finished on July 15, 2020 and a decision is expected from the Court in May or June 2021. Any taking by government entities would legally require fair compensation to be paid; however, there is no assurance that the value received as a result of the condemnation will be sufficient to recover the Company's net book value of the utility.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. The cause of the fire is undetermined at this time, and CAL FIRE has  not  yet  issued  a  report.  There  are  currently  seven  active  lawsuits  that  name  the  Company  and/or certain  of  its  subsidiaries  as  defendants  in  connection  with  the  Mountain  View  fire.  The  likelihood  of success in these lawsuits cannot be reasonably predicted. Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC intends to vigorously defend them. The Company has wildfire liability insurance that is expected to apply up to applicable policy limits.
(b)CommitmentsIn addition to the commitments related to the proposed acquisitions and development projects disclosed in notes 3 and 6, the following significant commitments exist as of March 31, 2021.AQN  has  outstanding  purchase  commitments  for  power  purchases,  gas  supply  and  service  agreements, service agreements, capital project commitments and land easements.  
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
19.Commitments and contingencies (continued)(b)
Commitments (continued)Detailed below are estimates of future commitments under these arrangements: 
Year 1Year 2Year 3Year 4Year 5ThereafterTotal
Power 
purchase (i)$  39,171  $  27,353  $  26,416  $  26,592  $  21,907  $  164,332  $  305,771 
Gas supply and 
service 
agreements (ii)   84,044    64,692    48,511    44,336    34,459   152,184   428,226 
Service 
agreements  65,284    56,019    58,107    56,455    53,796   379,831   669,492 
Capital 
projects  448,003   —   —   —   —   —   448,003 
Land 
easements and 
others  10,865    10,899    11,037    11,161    11,298   423,159   478,419 
Total$ 647,367  $ 158,963  $ 144,071  $ 138,544  $ 121,460  $ 1,119,506  $ 2,329,911 
(i)    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 of March 31, 2021. However,  the  effects  of  purchased  power  unit  cost  adjustments  are  mitigated  through  a  purchased  power  rate-adjustment mechanism.
(ii)   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.
20.Non-cash operating itemsThe changes in non-cash operating items consist of the following:
Three months ended March 31
20212020
Accounts receivable$ (29,746)  $ 39,932 
Fuel and natural gas in storage 17,972   11,010 
Supplies and consumables inventory (3,103)   (7,794) 
Income taxes recoverable (165)   (619) 
Prepaid expenses (1,029)   (10,448) 
Accounts payable (39,330)   (71,170) 
Accrued liabilities (69,359)   (35,396) 
Current income tax liability 4,852   (29,155) 
Asset retirements and environmental obligations (459)   (572) 
Net regulatory assets and liabilities (268,151)   (4,815) 
$ (388,518)  $  (109,027) 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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, 2021amountvalueLevel 1Level 2Level 3
Long-term investments 
carried at fair value$  1,898,132  $  1,898,132  $  1,793,512  $ —  $ 104,620 
Development loans and 
other receivables 18,871   25,172   —   25,172   — 
Derivative instruments:
Energy contracts 
designated as a cash 
flow hedge 47,667   47,667   —   —   47,667 
Energy contracts not 
designated as cash 
flow hedge 327   327   —   —   327 
Interest rate swap 
designated as a hedge  10,758   10,758   —   10,758   — 
Commodity contracts 
for regulated 
operations 198   198   —   198   — 
Total derivative 
instruments 58,950   58,950   —   10,956   47,994 
Total financial assets$  1,975,953  $  1,982,254  $  1,793,512  $ 36,128  $ 152,614 
Long-term debt$  6,353,394  $  6,708,044  $  2,104,721  $  4,603,323  $ — 
Notes payable to related 
party 30,493   30,493   —   30,493   — 
Convertible debentures 298   477   477   —   — 
Preferred shares, Series C 13,772   15,048   —   15,048   — 
Derivative instruments:
Energy contracts 
designated as a cash 
flow hedge 3,474   3,474   —   —   3,474 
Energy contracts not 
designated as a cash 
flow hedge 1,219   1,219   —   —   1,219 
Cross-currency swap 
designated as a net 
investment hedge 47,749   47,749   —   47,749   — 
Interest rate swaps 
designated as a hedge  8,565   8,565   —   8,565   — 
Commodity contracts 
for regulated 
operations 52   52   —   52   — 
Total derivative 
instruments 61,059   61,059   —   56,366   4,693 
Total financial liabilities$  6,459,016  $  6,815,121  $  2,105,198  $  4,705,230  $ 4,693 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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, 2020amountvalueLevel 1Level 2Level 3
Long-term investment 
carried at fair value$ 1,837,429  $ 1,837,429  $ 1,706,900  $ 20,015  $  110,514 
Development loans and 
other receivables 23,804   31,088   —   31,088   — 
Derivative instruments:
Energy contracts 
designated as a cash 
flow hedge 51,525   51,525   —   —   51,525 
Energy contracts not 
designated as a cash 
flow hedge 388   388   —   —   388 
Commodity contracts 
for regulatory 
operations 194   194   —   194   — 
Total derivative 
instruments 52,107   52,107   —   194   51,913 
Total financial assets$ 1,913,340  $ 1,920,624  $ 1,706,900  $ 51,297  $  162,427 
Long-term debt$ 4,538,470  $ 5,140,059  $ 2,316,586  $ 2,823,473  $ — 
Notes payable to related 
party 30,493   30,493   —   30,493   — 
Convertible debentures 295   623   623   —   — 
Preferred shares, Series C 13,698   15,565   —   15,565   — 
Derivative instruments:
Energy contracts 
designated as a cash 
flow hedge 5,597   5,597   —   —   5,597 
Energy contracts not 
designated as a cash 
flow hedge 332   332   —   —   332 
Cross-currency swap 
designated as a net 
investment hedge 84,218   84,218   —   84,218   — 
Interest rate swaps
designated as a hedge  19,649   19,649   —   19,649   — 
Commodity contracts 
for regulated 
operations 614   614   —   614   — 
Total derivative 
instruments 110,410   110,410   —   104,481   5,929 
Total financial liabilities$ 4,693,366  $ 5,297,150  $ 2,317,209  $ 2,974,012  $ 5,929 
The  Company  has  determined  that  the  carrying  value  of  its  short-term  financial  assets  and  liabilities approximates fair value as of March 31, 2021 and December 31, 2020 due to the short-term maturity of these instruments.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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 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 fair value of the investment in Atlantica (level 1) is measured at the closing price on the NASDAQ stock exchange.The  Company’s  level  1  fair  value  of  long-term  debt  is  measured  at  the  closing  price  on  the  New  York Stock  Exchange  and  the  Canadian  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 and the fair value of 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 $12.91 to  $136.75  with  a  weighted  average  of  $23.5  as  of  March  31,  2021.  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  the  Company's  AYES  Canada  investment  are  the  expected  cash  flows,  the  discount  rates  applied  to these  cash  flows  ranging  from  9.02%  to  9.52%  with  a  weighted  average  of  9.44%,  and  the  expected volatility of Atlantica's share price ranging from 22% to 46% as of March 31, 2021. 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. The increase in value and volatility of the Atlantica shares during the year resulted in a significant increase in the fair value measurement.
(b)Derivative instruments Derivative instruments are recognized on the 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 gas and electric service  territories.  The  Company’s  strategy  is  to  minimize  fluctuations  in  gas  sale  prices  to  regulated customers.  The  following  are  commodity  volumes,  in  dekatherms  (“dths”),  associated  with  the  above derivative contracts:
 2021
Financial contracts:  Swaps 1,293,720 
Forward contracts 1,000,000 
 2,293,720 
The  accounting  for  these  derivative  instruments  is  subject  to  guidance  for  rate  regulated  enterprises.  Therefore, the fair value of these derivatives is recorded as current or long-term assets and liabilities, with offsetting  positions  recorded  as  regulatory  assets  and  regulatory  liabilities  in  the  consolidated  balance sheets.  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.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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  following  table  presents  the  impact  of  the  change  in  the  fair  value  of  the  Company’s  natural  gas derivative contracts on the unaudited interim consolidated balance sheets: 
March 31, December 31, 
20212020
Regulatory assets:
Swap contracts$ 111  $ 228 
Option contracts 68   50 
Forward contracts$ 197  $ 693 
Regulatory liabilities:
Swap contracts$ 64  $ 271 
Option contracts$ —  $ 76 
(ii)Cash flow hedges The  Company  reduces  the  price  risk  on  the  expected  future  sale  of  power  generation  at  Sandy  Ridge, Senate  and  Minonk  Wind  Facilities  and  the  Shady  Oaks  II  Wind  project  by  entering  into  the  following long-term energy derivative contracts. 
Notional quantityReceive averagePay floating price
(MW-hrs)Expiryprices (per MW-hr)(per MW-hr)
 2,479,234 December 2031$23.50NI HUB
 4,958,043 September 2030$24.54Illinois Hub
 604,596  December 2028$33.47PJM Western HUB
 2,807,012  December 2027$24.47NI HUB
 2,220,175  December 2027 $36.46 ERCORT North HUB
Upon the acquisition of the Sugar Creek Wind Facility (note 3(b)), the Company redesignated a long-term energy derivative contract to mitigate the price risk on the expected future sale of power generation. The fair value of the derivative on the redesignation date will be amortized into earnings over the remaining life of the contract.The Company provides energy requirements to various customers under contracts at fixed rates.  While the production from the Tinker Hydroelectric Facility is expected to provide a portion of the energy required to service these customers, AQN anticipates having to purchase a portion of its energy requirements at the ISO  NE  spot  rates  to  supplement  self-generated  energy.  The  Company  designated  a  contract  with  a notional quantity of 64,136 MW-hours, a price of $38.95 per MW-hr and expiring in February 2022 as a hedge to the price of energy purchases. The Company also mitigates the risk by using short-term financial forward  energy  purchase  contracts.  These  short-term  derivatives  are  not  accounted  for  as  hedges  and changes in fair value are recorded in earnings as they occur (note 21(b)(iv)).In November 2020, upon the acquisition of Ascendant, the Company redesignated two interest rate swap contracts as cash flow hedges to mitigate the risk that LIBOR-based interest rates will increase over the life of Ascendant's term loan facilities. Under the terms of the interest rate swap contracts, the Company has fixed its LIBOR interest rate expense on $87,627 and $8,875 to 3.28% and 3.02%, respectively, on its two term loan facilities. The fair value of the derivative on the redesignation date will be amortized into earnings over the remaining life of the contractThe  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  three  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.  
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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 Company was party to a 10-year forward-starting interest rate swap in order to reduce the interest rate risk related to the probable issuance of a 10-year C$135,000 bond. In 2019, the Company settled the forward-starting interest rate swap contract as it issued C$300,000 10-year senior unsecured notes.The following table summarizes OCI attributable to derivative financial instruments designated as a cash flow hedge: 
Three months ended March 31
20212020
Effective portion of cash flow hedge$ (30,731)  $ (10,805) 
Amortization of cash flow hedge (898)   (8) 
Amounts reclassified from AOCI 39,273   (3,275) 
OCI attributable to shareholders of AQN$ 7,644  $ (14,088) 
The Company expects $6,691, $380 and $1,629 of unrealized gains currently in AOCI to be reclassified, net of taxes into non-regulated energy sales, interest expense and derivative gains, respectively, 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 $268 for the three months ended March 31, 2021 (2020 - gain of $1,463) 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  is recognized each period in the 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 OCI related to this hedge will be amortized into earnings in the period  that  future  interest  payments  affect  earnings  over  the  remaining  life  of  the  original  hedge.  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 $4,014 for the three months ended March 31, 2021 (2020 - gain of $34,835) was recorded in OCI.
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(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 manages 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 gain of $1,921 for the three months ended March 31, 2021 (2020 - loss of $4,604) was recorded in OCI.The  Company  was  party  to  C$650,000  cross  currency  swaps  to  effectively  convert  Canadian  dollar debentures into U.S. dollars. The Company designated the entire notional amount of the cross-currency fixed-for-fixed  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 Renewable Energy Group'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 $6,740 for the three months ended March 31, 2021 (2020 - loss of $43,832) was recorded in OCI. During the quarter, the Renewable Energy Group settled the related cross currency swap related to its C$150,000 debenture that was repaid (note 7(b)).Subsequent  to  quarter  end,  the  Renewable  Energy  Group  entered  into  a  fixed-for-fixed  cross-currency interest rate swap, coterminous with the senior unsecured debentures (note 7(b)), to effectively convert the  C$400,000  Canadian  dollar  denominated  offering  into  U.S.  dollars.  The  Renewable  Energy  Group designated the entire notional amount of the fixed-for-fixed cross-currency interest rate swap as a hedge of the foreign currency exposure of its net investment in its U.S. operations. The gain or loss related to the fair value changes of the swap are reported in the same manner as the translation adjustment (in OCI) related to the net investment.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 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.In  2020,  the  Company  executed  on  currency  forward  contracts  to  purchase  in  total  $682,500  for approximately  C$923,243  in  order  to  manage  the  currency  exposure  to  the  Canadian  dollar  shares issuance.For  derivatives  that  are  not  designated  as  hedges,  the  changes  in  the  fair  value  are  immediately recognized in earnings. 
Algonquin Power & Utilities Corp.Notes to the Unaudited Interim Consolidated Financial StatementsMarch 31, 2021 and 2020(in thousands of U.S. dollars, except as noted and per share amounts)
21.Financial instruments (continued)(b)
Derivative instruments (continued)
(iv)Other derivatives (continued)The  effects  on  the  unaudited  interim  consolidated  statements  of  operations  of  derivative  financial instruments not designated as hedges consist of the following:
Three months ended March 31
20212020
Change in unrealized gain (loss) on derivative financial instruments:
Energy derivative contracts$ (322)  $ 178 
Total change in unrealized gain (loss) on derivative financial 
instruments$ (322)  $ 178 
Realized gain (loss) on derivative financial instruments:
Energy derivative contracts 163   (132) 
Total realized gain (loss) on derivative financial instruments$ 163  $ (132) 
Gain (loss) on derivative financial instruments not accounted for as 
hedges (159)   46 
Amortization of AOCI gains frozen as a result of hedge dedesignation 1,248   11 
$ 1,089  $ 57 
Amounts recognized in the consolidated statements of operations 
consist of:
Gain on derivative financial instruments $ 1,089  $ 57 
(c)Risk management In  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 of 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.This note provides disclosures relating to the nature and extent of the Company’s exposure to risks arising from financial instruments, including credit risk and liquidity risk, and how the Company manages those risks.
22.Comparative figuresCertain  of  the  comparative  figures  have  been  reclassified  to  conform  to  the  financial  statement  presentation adopted in the current period.