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Published: 2022-05-13

États financiers consolidés intermédiaires non audités de Algonquin Power & Utilities Corp. Pour les trois mois clos les 31 mars 2022 et 2021


Algonquin Power & Utilities Corp. États des résultats consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains, sauf les montants par action)	Trois mois clos les 31 mars
	2022	2021
Produits
			Distribution d’électricité à tarifs réglementés		280 694 $	333 973 $
			Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés	263 434	198 614
			Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés	78 631	54 550
			Ventes d’énergie à tarifs non réglementés	88 220	30 783
			Autres produits	24 718	16 622
	735 697	634 542
Charges
			Charges d’exploitation	212 002	180 057
			Achats d’électricité à tarifs réglementés	99 183	169 399
			Achats de gaz naturel à tarifs réglementés	132 566	73 381
			Achats d’eau à tarifs réglementés	2 823	2 742
			Achats d’énergie à tarifs non réglementés	14 906	7 928
			Frais d’administration	17 452	16 643
			Amortissement	119 964	97 439
			Perte de change	262	862
	599 158	548 451
Gain à la cession d’actifs d’énergies renouvelables (note 13 d))	1 200				—
Bénéfice d’exploitation	137 739	86 091
Intérêts débiteurs	(57 943)	(49 580)
Perte sur placements à long terme (note 6)	(10 689)	(50 507)
Autres pertes nettes (note 16)	(4 730)	(8 384)
Coûts des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite
non liés au service (note 8)	(2 578)	(3 684)
Gain sur instruments financiers dérivés (note 21 b) iv))	251	1 089
Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices	62 050	(24 975)
Recouvrement (charge) d’impôts (note 15)
			Impôts exigibles	(6 304)	(3 375)
			Impôts reportés	(3 148)	25 013
	(9 452)	21 638
Bénéfice net (perte nette)	52 598	(3 337)
Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (note 14)
			Participations ne donnant pas le contrôle	40 942	19 965
			Participations ne donnant pas le contrôle détenues par une partie liée	(2 575)	(2 681)
		38 367 $	17 284 $
Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		90 965 $	13 947 $
Dividende sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 12)	2 220						2 214
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		88 745 $	11 733 $
Bénéfice net de base et dilué par action (note 17)		0,13 $	0,02 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. États du résultat étendu consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)	Trois mois clos les 31 mars
	2022	2021
Bénéfice net (perte nette)		52 598 $	(3 337) $
Autres éléments du résultat étendu (« AERE ») :
				Écart de conversion, déduction faite d’un recouvrement d’impôts de 3 310 $ et
				de 536 $ (notes 21 b) ii ) et 21 b) iv))	7 845	(273)
				Variation de la juste valeur des couvertures des flux de trésorerie, déduction faite
				d’un recouvrement d’impôts de 22 298 $ et d’une charge d’impôts de 2 685 $
				(note 21 b) i ))	(58 886)	7 644
				Variation des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite,
				déduction faite d’une charge d’impôts respectivement de 2 $ et de 138 $ (note 8)	7	1 620
AERE, déduction faite des impôts	(51 034)	8 991
Résultat étendu	1 564	5 654
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(37 680)	(16 899)
Résultat étendu attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		39 244 $	22 553 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)
	31 mars		31 décembre
	2022	2021
ACTIF

Actif à court terme :
					Trésorerie et équivalents de trésorerie		93 212 $	125 157 $
					Débiteurs, montant net (note 4)	437 089	403 426
					Gaz naturel et carburant stockés	57 975	74 209
					Stock de fournitures et de matières consommables	111 383	103 552
					Actifs réglementaires (note 5)	167 825	158 212
					Charges payées d’avance	59 927	54 548
					Instruments dérivés (note 21)	9 119	3 486
					Autres actifs	15 079	16 153
	951 609	938 743
Immobilisations corporel es, montant net				11 770 209	11 042 446
Actifs incorporels, montant net	107 422	105 116
Écart d’acquisition	1 302 119	1 201 244
Actifs réglementaires (note 5)	1 087 287	1 009 413
Placements à long terme (note 6)
					Placement à la juste valeur	1 809 298	1 848 456
					Autres placements à long terme	492 439	495 826
Instruments dérivés (note 21)	28 799	17 136
Impôts reportés	26 832	31 595
Autres actifs	93 850	95 861
					17 669 864 $	16 785 836 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités (suite)
(en mil iers de dol ars américains	)
		31 mars	31 décembre
				2022	2021
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme :
						Créditeurs		113 682 $	185 291 $
						Charges à payer	458 003	428 733
						Dividendes à payer (note 12)	115 074	114 544
						Passifs réglementaires (note 5)	75 803	65 809
						Dette à long terme (note 7)	18 285	356 397
						Autres obligations à long terme (note 9)	162 312	167 908
						Instruments dérivés (note 21)	36 325	38 569
						Autres passifs	9 610	7 461
		989 094	1 364 712
Dette à long terme (note 7)		7 173 090	5 854 978
Passifs réglementaires (note 5)		550 951	510 380
Impôts reportés		511 690	530 187
Instruments dérivés (note 21)		112 816			81 676
Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite		229 984	226 387
Autres obligations à long terme (note 9)		509 661	515 911
		10 077 286	9 084 231
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 14)
						Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée
						(note 13 b))	306 528	306 537
						Participations ne donnant pas le contrôle rachetables	11 243	12 989
		317 771	319 526
Capitaux propres :
						Actions privilégiées	184 299	184 299
						Actions ordinaires (note 10 a))	6 057 249	6 032 792
						Surplus d’apport	1 158	2 007
						Bénéfices non répartis (déficit)	(315 879)	(288 424)
						Cumul des AERE (note 11)	(123 398)	(71 677)
						Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires
						d’Algonquin Power & Utilities Corp.	5 803 429	5 858 997
						Participations ne donnant pas le contrôle
						Participations ne donnant pas le contrôle	1 397 133	1 441 924
						Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 13 c))	74 245	81 158
							1 471 378	1 523 082
						Total des capitaux propres	7 274 807	7 382 079
Engagements et éventualités (note 19)
Événements postérieurs à la date du bilan (notes 7 a), 10 b))
		17 689 864 $ 16 785 836 $
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	Algonquin Power & Utilities Corp. États des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)
Pour les trois mois clos le 31 mars 2022
		Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
						Bénéfices		Participations
			Actions	Actions	Surplus	non répartis	Cumul des	ne donnant
			ordinaires	privilégiées				d’apport	(déficit)	AERE	pas le contrôle	Total
Solde au 31 décembre 2021			6 032 792 $ 184 299 $		2 007 $ (288 424) $ (71 677) $ 1 523 082 $ 7 382 079 $
Bénéfice net (perte nette)		—								—	—	90 965					—	(38 367)	5 2 598
Incidence des participations ne
donnant pas le contrôle
rachetables non comprises dans
les capitaux propres
(note 14)		—								—	—		—	—	(1 196)	(1 196)
AERE		—								—	—		—	(51 721)						687	(51 034)
Dividendes déclarés et
distributions aux participations
ne donnant pas le contrôle		—								—	—	(96 254)					—	(16 558)	(112 812)
Dividendes et émission d’actions
aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes			21 540							—	—	(21 540)					—	—				—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle, moins
les coûts		—								—	—		—	—	3 730	3 730
Actions ordinaires émises par suite
de la conversion de débentures
convertibles		6								—	—		—	—	—						6
Actions ordinaires émises en vertu
du régime d’achat d’actions à
l’intention des employés			1 306							—	—		—	—	—						1 306
Rémunération à base d’actions		—								—	1 622							—	—	—			1 622
Actions ordinaires émises dans le
cadre d’attributions à base
d’actions			1 605							—	(2 471)	(626)					—	—	(1 492)
Solde au 31 mars 2022			6 057 249 $ 184 299 $		1 158 $ (315 879) $ (123 398) $ 1 471 378 $ 7 274 807 $
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	Algonquin Power & Utilities Corp. États des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités (suite)
(en mil iers de dol ars américains)
Pour les trois mois clos le 31 mars 2021
		Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
						Participations
			Actions	Actions	Surplus	Déficit	Cumul des	ne donnant
			ordinaires	privilégiées	d’apport	accumulé	AERE	pas le contrôle	Total
Solde au 31 décembre 2020			4 935 304 $ 184 299 $ 60 729 $ 45 753 $ (22 507) $ 458 612 $ 5 662 190 $
Bénéfice net (perte nette)		—						—	—	13 947						—	(17 284)	(3 337)
Participations ne donnant pas le
contrôle rachetables non
comprises dans les capitaux
propres (note 14)		—						—	—		—	—		(963)	(963)
AERE		—						—	—		—	8 606							385	8 991
Dividendes déclarés et distributions
aux participations ne donnant pas
le contrôle		—						—	—	(74 177)						—	(6 201)	(80 378)
Dividendes et émission d’actions
aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes			22 651					—	—	(22 651)						—	—				—
Apport des participations ne
donnant pas le contrôle, moins
les coûts		—						—	6 919								—	(6 371)	214 952	215 500
Actions ordinaires émises en vertu
d’un appel public à l’épargne,
moins les coûts après impôts			127 427					—	—		—	—	—	127 427
Émission d’actions ordinaires en
vertu du régime d’achat d’actions
à l’intention des employés			1 316					—	—		—	—	—							1 316
Rémunération à base d’actions		—						—	1 561								—	—	—			1 561
Actions ordinaires émises dans le
cadre d’attributions à base
d’actions				5 993					—	(9 578)	(3 202)						—	—	(6 787)
Participation ne donnant pas le
contrôle reprise à l’acquisition
d’actifs		—						—	—		—	—	29 141	29 141
Solde au 31 mars 2021			5 092 691 $ 184 299 $ 59 631 $ (40 330) $ (20 272) $ 678 642 $ 5 954 661 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)	Trois mois clos les 31 mars
	2022	2021
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
Activités d’exploitation
				Bénéfice net (perte nette)		52 598 $	(3 337) $
				Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
				Amortissement	119 964	97 439
				Impôts reportés	3 148	(25 013)
				Gain latent sur instruments financiers dérivés	(68)	(943)
				Rémunération à base d’actions	(365)	1 197
				Coût des capitaux investis aux fins de la construction	(509)				9
				Variation de la valeur des placements à la juste valeur	40 507	71 745
				Charges liées aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite
						en deçà des cotisations	(5 613)	(3 658)
				Distributions reçues des placements comptabilisés à la valeur de consolidation,
						déduction faite des produits	2 102	5 537
				Autres	2 605	2 018
				Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 20)	(48 148)	(388 518)
	166 221	(243 524)
Activités de financement
				Augmentation de la dette à long terme	2 572 530	2 523 221
				Remboursement de la dette à long terme	(1 636 910)	(1 747 081)
				Émission d’actions ordinaires, moins les coûts	1 306	128 743
				Dividendes en espèces sur actions ordinaires	(93 381)	(70 008)
				Dividendes sur actions privilégiées	(2 220)	(2 214)
				Apports des participations ne donnant pas le contrôle et des participations
				ne donnant pas le contrôle rachetables			—	210 673
				Apports en espèces des participations ne donnant pas le contrôle fondés sur la production	3 730	4 832
				Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle d’une partie liée (notes 13 b) et c))	(10 006)	(6 982)
				Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(8 349)	(1 088)
				Paiement au titre du règlement de dérivés	(26 254)	(33 782)
				Actions remises pour financer les retenues d’impôts à l’exercice d’options sur actions	(626)	(809)
				Augmentation d’autres obligations à long terme	5 199	38 874
				Diminution d’autres obligations à long terme	(1 234)	(492)
	803 785	1 043 887
Activités d’investissement
				Acquisitions d’immobilisations corporelles et d’actifs incorporels	(327 699)	(295 389)
				Augmentation de placements à long terme	(47 257)	(467 206)
				Acquisition d’entités en exploitation (note 3)	(632 711)	—
				Augmentation d’autres actifs	(2 464)	(447)
				Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	122	—
				Diminution de placements à long terme	2 403	—
				Autres produits			—	4 344
	(1 007 606)	(758 698)
Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions	562	50
Augmentation (diminution)de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie
				soumise à restrictions	(37 038)	41 715
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de la période	161 389	130 018
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de la période		124 351 $	171 733 $


Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés intermédiaires non audités (suite)
(en mil iers de dol ars américains)	Trois mois clos les 31 mars

	2022	2021
Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Trésorerie versée au cours de la période au titre des intérêts débiteurs			61 606 $	56 361 $
Trésorerie versée (remboursement reçu) au cours de la période au titre des impôts sur les bénéfices			1 210 $	(985) $
Trésorerie reçue au cours de la période au titre des distributions de placements comptabilisés à
la valeur de consolidation			34 091 $	26 785 $

Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
Acquisitions d’immobilisations corporelles dans les charges à payer			83 319 $	120 535 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et
des régimes de rémunération à base d’actions			24 451 $	29 960 $
Cession d’immobilisations corporelles, d’actifs incorporels et de charges à payer en échange
d’un effet à recevoir					— $	87 128 $
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Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 2022 et 2021
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

Algonquin Power & Utilities Corp. (« AQN » ou la « société ») est une entité constituée en société en vertu de la Loi canadienne sur les sociétés par actions. Les activités d’AQN sont réparties entre deux unités d’exploitation principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Le groupe Services à tarifs réglementés possède et exploite un portefeuille de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de collecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport aux États-Unis, au Canada, aux Bermudes et au Chili; le groupe Énergies renouvelables possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés.
1.		Principales méthodes comptables a)
		Base d’établissement Les états financiers consolidés intermédiaires non audités ci-joints et les notes y afférentes ont été établis selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et présentent les informations à fournir exigées par la Regulation S-X fournie par la Securities and Exchange Commission des États-Unis. De l’avis de la direction, les états financiers consolidés intermédiaires non audités comprennent tous les ajustements de nature récurrente qui sont requis pour présenter fidèlement les résultats d’exploitation intermédiaires. Les principales méthodes comptables appliquées aux présents états financiers consolidés intermédiaires non audités d’AQN sont conformes à cel es présentées dans les états financiers consolidés d’AQN au 31 décembre 2021 et pour l’exercice clos à cette date.
	b)	Caractère saisonnier Les résultats d’exploitation d’AQN sont assujettis aux variations saisonnières qui pourraient influer considérablement sur les résultats d’exploitation d’un trimestre à l’autre et, par conséquent, les résultats d’exploitation d’un trimestre ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats d’exploitation d’un trimestre ultérieur. Lorsqu’un mécanisme de découplage est utilisé, l’organisme de réglementation concerné impose un plafond de revenu volumétrique qui ne fluctue pas en fonction de l’utilisation. Les services publics de distribution d’électricité d’AQN peuvent enregistrer une hausse ou une baisse de la demande en été ou en hiver selon les caractéristiques particulières du climat régional et du secteur d’activité. En hiver, les services publics de distribution du gaz naturel enregistrent une demande plus élevée qu’en été. Les produits liés aux actifs des services publics de distribution d’eau et de traitement des eaux usées d’AQN varient selon la demande en eau, laquel e est habituel ement plus forte pendant les mois plus secs et plus chauds d’été. Les actifs d’énergie hydroélectrique d’AQN sont principalement composés de centrales au fil de l’eau dont les activités varient en fonction des débits naturels de l’eau. En hiver et en été, les débits sont généralement plus faibles qu’au printemps et qu’à l’automne. À l’égard des actifs d’énergie éolienne d’AQN, les vents sont habituel ement plus forts au printemps, à l’automne et à l’hiver, alors qu’ils sont plus calmes en été. Les actifs d’énergie solaire d’AQN bénéficient habituel ement d’un meilleur ensoleillement en été, lequel est plus faible en hiver.
	c)	Conversion des devises La monnaie de présentation d’AQN est le dollar américain. Dans les présents états financiers consolidés intermédiaires non audités, les montants libel és en dol ars canadiens sont accompagnés du symbole « $ CA » ou de la mention « dol ars canadiens », les montants libellés en pesos chiliens sont accompagnés du symbole « CLP » ou de la mention « pesos chiliens » et les montants libellés en unidad de fomento du Chili sont accompagnés du symbole « CLF » ou de la mention « unidad de fomento ».

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 2022 et 2021
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

2.	Prises de position en comptabilité adoptées récemment Le FASB a publié l’ASU 2021-05, Leases (Topic 842): Lessors — Certain Leases with Variable Lease Payments afin de répondre aux préoccupations liées aux pertes au jour 1 dans le cadre de contrats de location-vente ou de contrats de location-financement assortis de paiements variables qui ne sont pas fonction d’un indice ou d’un taux. La mise à jour modifie les dispositions relatives au classement par le bailleur pour refléter les pratiques antérieures au titre du Topic 840, Leases. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités. Le FASB a publié l’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 qui traite de la complexité de la comptabilisation de certains instruments financiers assortis de caractéristiques d’éléments de passif et de capitaux propres. La norme réduit le nombre de modèles de comptabilisation pour les instruments d’emprunt sous forme de débentures convertibles et les actions privilégiées convertibles et modifie les obligations d’information, et la directive a été modifiée pour tenir compte de l’exclusion du champ d’application des dérivés pour les contrats comptabilisés dans les capitaux propres d’une entité de manière à réduire le recours aux conclusions sur la comptabilité fondées sur la forme plutôt que sur la substance. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités. Le FASB a publié l’ASU 2020-04, Reference Rate Reform (Topic 848): Facilitation of the Effects of Reference Rate Reform on Financial Reporting pour fournir des mesures de simplification facultatives et des exceptions afin d’alléger le fardeau que pourrait représenter la réforme des taux de référence. Les modifications s’appliquent à la comptabilisation des contrats, des relations de couverture et autres transactions faisant référence au LIBOR ou à un autre taux de référence qui doit être abandonné en raison de la réforme des taux de référence. Le FASB a mis à jour le Topic 848 de l’ASU 2021-01 pour préciser que le champ d’application du Topic 848 couvre les dérivés touchés par la transition au nouveau taux d’actualisation. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités.
3.		Acquisitions d’entreprises et d’actifs Acquisition de New York American Water Company, Inc. Avec prise d’effet le 1er janvier 2022, la société a conclu l’acquisition de New York American Water Company, Inc. (renommée par la suite Liberty Utilities (New York Water) Corp. (« Liberty NY Water »)). Liberty NY Water, qui est basée à Merrick, New York, offre des services publics à tarifs réglementés de distribution d’eau et de traitement des eaux usées servant les clients de sept comtés du sud-est de l’État de New York. Un prix d’achat de 608 000 $ (avant les ajustements de clôture) a été payé pour cette acquisition. Tous les coûts liés à cette acquisition ont été passés en charges dans l’état des résultats consolidé. Le tableau qui suit résume la répartition provisoire du prix d’acquisition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :
	Fonds de roulement		5 020 $
	Immobilisations corporelles	526 785
	Goodwill	86 849
	Actifs réglementaires	67 319
	Autres actifs		4 507
	Obligations découlant de régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite	(13 402)
	Passifs réglementaires	(60 039)
	Autres passifs	(8 026)
	Total des actifs nets acquis	609 013
	Trésorerie et équivalents de trésorerie		57
	Actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	608 956 $

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3.	Acquisitions d’entreprises et d’actifs (suite) La juste valeur des actifs acquis et des passifs repris est calculée d’après les estimations et certaines hypothèses de la direction. En raison de la date de l’acquisition, la société n’a pas terminé les évaluations de la juste valeur. En particulier, l’évaluation des actifs et des passifs réglementaires et des impôts reportés n’a pas été terminée. La société continue d’examiner l’information et procédera à d’autres analyses avant d’établir la juste valeur définitive des actifs acquis et des passifs repris. Le goodwil correspond à l’excédent du prix d’acquisition sur la juste valeur totale des actifs nets acquis. Les facteurs ayant contribué au montant comptabilisé à titre de goodwil comprennent la croissance future, les synergies possibles et les économies de coûts découlant de la prestation de certains services administratifs partagés et d’autres services.
4.		Débiteurs Au 31 mars 2022, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 100 280 $ (102 693 $ au 31 décembre 2021) dans le secteur des services publics à tarifs réglementés de la société. Au 31 mars 2022, les débiteurs étaient présentés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 29 238 $ (19 327 $ au 31 décembre 2021).
5.		Questions réglementaires Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont assujetties à la réglementation par l’organisme de réglementation de chaque territoire où el es exercent leurs activités. Les commissions de services publics respectives ont compétence notamment en matière de tarifs, de service, de méthodes comptables, d’émission de titres et d’acquisitions. À l’exception d’ESSAL, les services publics exercent leurs activités en vertu de la réglementation du coût du service qui relève de ces organismes de réglementation. Les services publics à tarifs réglementés en exploitation de la société sont comptabilisés conformément aux principes énoncés dans l’ASC 980, Regulated Operations. Aux termes de l’ASC 980, les actifs et les passifs réglementaires qui ne seraient pas comptabilisés en vertu des PCGR des États-Unis s’appliquant aux entreprises à tarifs non réglementés sont comptabilisés dans la mesure où ils constituent des produits ou des charges futurs probables associés à certaines charges qui seront recouvrées auprès des clients ou à certains crédits qui leur seront remboursés dans le cadre du processus d’établissement des tarifs.
	En tout temps, la société peut avoir plusieurs procédures réglementaires en cours. Les répercussions financières de ces procédures sont présentées dans les états financiers consolidés intermédiaires non audités en vertu des approbations réglementaires obtenues dans la mesure où une incidence financière est prévue au cours de la période visée.

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Questions réglementaires (suite)

Service public

État, province

Type de procédure

Détails

ou pays

réglementaire

Empire Electric

Missouri

Révision générale

Le 6 avril 2022, l’organisme de réglementation a

System

des tarifs

approuvé une hausse annuel e du produit sur le tarif

de base de 35 516 $, ainsi que de 4 000 $ en produits

additionnels liés aux centrales éoliennes d’Empire.

Empire Electric System prévoit présenter des tarifs mis

à jour en mai 2022 en vue d’une entrée en vigueur au

deuxième trimestre de 2022.

Empire a présenté une demande visant la titrisation

des coûts associés à l’incidence de l’événement

météorologique extrême du Midwest et à la mise hors

service d’Asbury respectivement le 19 janvier 2022 et

le 1er mars 2022. L’organisme de réglementation a

approuvé la consolidation des deux demandes, mais

se réserve le droit de les séparer à son gré.

BELCO

Bermudes

Révision générale

Le 18 mars 2022, l’organisme de réglementation a

des tarifs

rendu une décision finale autorisant des produits de

224 056 $ et de 226 160 $ respectivement pour

2022 et 2023, à un coût du capital moyen pondéré de

7,16 % pour chaque exercice. Les nouveaux tarifs sont

en vigueur à partir du 1er avril 2022. Le 7 avril 2022,

Belco a présenté une demande d’appel auprès de la

Supreme Court of Bermuda à l’égard des décisions

tarifaires rendus au cours du récent examen tarifaire.

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5.		Questions réglementaires (suite) Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants :
	31 mars		31 décembre
			2022	2021
		Actifs réglementaires
		Ajustements des coûts liés aux marchandises et au combustible		352 632		339 900
		Centrale hors service	182 573	185 073
		Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	140 430	134 141
		Mécanisme d’ajustement des tarifs	120 505	117 309
		Impôts sur les bénéfices	98 979	79 472
		Remédiation environnementale	79 395	81 802
		Coûts capitalisés reportés	74 773	62 599
		Atténuation des feux de forêt et gestion de la végétation	42 687	35 789
		Prime sur la dette	30 198	34 204
		Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations	27 208	26 810
		Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	26 268	26 015
		Frais afférents aux demandes de révision des tarifs	10 787		—
		Coût lié à la mise hors service	9 341		9 167
		Contrat d’entretien à long terme	7 978		9 134
		Autres	51 358	26 210
		Total des actifs réglementaires		1 255 112 $	1 167 625 $
		Moins les actifs réglementaires à court terme		(167 825)	(158 212)
		Actifs réglementaires à long terme		1 087 287 $	1 009 413 $

		Passifs réglementaires
		Impôts sur les bénéfices		326 919 $	295 720 $
		Coûts d’enlèvement	191 605	191 981
		Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	55 647	34 468
		Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	15 691	14 829
		Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible	10 144	18 229
		Mécanisme d’ajustement des tarifs	4 582		3 316
		Compensation de la base tarifaire	4 476		4 998
		Autres	17 690	12 648
		Total des passifs réglementaires		626 754 $	576 189 $
		Moins les passifs réglementaires à court terme		(75 803)	(65 809)
		Passifs réglementaires à long terme		550 951 $	510 380 $

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6.			Placements à long terme Les placements à long terme comprenaient ce qui suit :
	31 mars		31 décembre
			2022	2021
		Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur
		Atlantica		1 717 130 $		1 750 914 $
		Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	90 012	95 246
		Autres	2 156			2 296
				1 809 298 $		1 848 456 $

		Autres placements à long terme
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation a)		401 607 $		433 850 $
		Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités émettrices
					comptabilisées à la valeur de consolidation a)	63 150		31 468
		Autres	27 682	30 508
				492 439 $		495 826 $
		Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les trois mois clos les 31 mars comprenaient ce qui suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2022	2021
		Perte de réévaluation à la juste valeur des placements comptabilisés à la
		juste valeur
					Atlantica		(33 784) $		(64 433) $
					Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	(6 580)				(7 312)
					Autre	(143)				—

				(40 507) $		(71 745) $
		Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés de placements comptabilisés
		à la juste valeur
					Atlantica		21 544 $		20 564 $
					Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	7 294				4 344
					Autres	(2)	—
							28 836 $		24 908 $
		Autres placements à long terme
					Quote-part de la perte de placements comptabilisés à la valeur
					de consolidation	(4 531)				(5 554)
					Intérêts créditeurs et autres produits	5 513				1 884
				982 $				(3 670) $
		Perte sur placements à long terme		(10 689) $		(50 507) $

		a)			Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation et prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation La société détenait des participations ne donnant pas le contrôle dans diverses entreprises, sociétés à responsabilité limitée et coentreprises d’une valeur comptable totale de 401 607 $ (433 850 $ au 31 décembre 2021), y compris des placements dans des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») de 93 076 $ (86 202 $ au 31 décembre 2021).

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6.			Placements à long terme (suite) a)
				Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation et prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite) En 2021, la société a fait l’acquisition d’une participation de 51 % dans quatre centrales éoliennes en exploitation situées au Texas (« centrales éoliennes côtières du Texas »). Toutes les centrales sont en exploitation commerciale. La société ne contrôle pas les entités et ne peut donc pas comptabiliser sa participation de 51 % à la valeur de consolidation. Au 31 mars 2022, la société avait émis des lettres de crédit et des garanties d’obligations de prestation totalisant 119 750 $ en vertu de conventions d’achat d’énergie et d’obligations de démantèlement au nom des centrales éoliennes côtières du Texas. Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’AQN dans des sociétés à responsabilité limitée et des coentreprises importantes :
		31 mars				31 décembre

		2022				2021
				Total de l’actif	2 277 093 $ 2 126 934 $
				Total du passif	1 181 482			945 971
				Actif net	1 095 611 $ 1 180 963 $
				Participation d’AQN dans les entités		300 320			327 555
				Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la
	quote-part sous-jacente dans les actifs nets a)		101 288				106 295
				Valeur comptable des placements d’AQN dans les entités		401 608 $			433 850 $
				a) L’écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la quote-part sous-jacente dans les actifs nets est
				principalement lié aux honoraires d’aménagement, aux intérêts capitalisés pendant que les projets sont en construction, à la juste valeur des garanties fournies par la société à l’égard des placements et aux coûts de transaction.
				À l’exception de Liberty Global Energy Solutions B.V. (« Liberty Global Energy Solutions »), les projets d’aménagement sont considérés comme des EDDV en raison du volume de capitaux propres à risque, et des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. La société a confirmé des facilités de prêt et de soutien au crédit avec certaines de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Au cours de la construction, la société a convenu de fournir des avances au comptant et du soutien au crédit requis pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation. Au 31 mars 2022, la société avait émis des lettres de crédit et des garanties d’obligations de prestation pour assurer la réalisation d’une possibilité d’aménagement, d’ententes d’approvisionnement en éoliennes et en panneaux solaires, d’ententes d’interconnexion, d’ententes d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, de conventions d’achat d’énergie et de conventions d’emprunt à la construction. La juste valeur du soutien fourni comptabilisée au 31 mars 2022 se chiffrait à 6 223 $ (4 612 $ au 31 décembre 2021).
				Le tableau suivant résume l’information combinée sur les EDDV d’AQN :
		31 mars				31 décembre
					2022			2021
				Exposition maximale d’AQN à l’égard des EDDV
	Valeur comptable		93 076 $				86 202 $
	Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	63 150				31 468
	Garanties d’obligation de prestation et autres engagements pour
	le compte des EDDV	508 867				409 232
						665 093 $			526 902 $
				Les engagements sont présentés au montant brut, en supposant une valeur de recouvrement nul e pour les actifs des EDDV.

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7.			Dette à long terme La dette à long terme comprend ce qui suit :
			Taux d’intérêt
			nominal moyen	Valeur	31 mars					31 décembre
	Type d’emprunt		pondéré	Échéance					nominale	2022	2021
		Facilités de crédit renouvelables non
		garanties de premier rang a)					—	2022-2024					s. o.	150 306 $ 368 806 $
		Facilités de crédit bancaire non garanties
		de premier rang b)					—	2022-2031					s. o.	757 233			141 956
		Papier commercial					—	2022					s. o.	—	338 700
		Emprunts en dol ars américains
		Effets non garantis de premier rang
		(titres de capitaux propres verts)		1,18 %	2026 1 150 000 $		1 140 732					1 140 801
		Effets non garantis de premier rang		3,46 % 2022-2047 1 700 000 $	1 690 147					1 689 792
		Effets non garantis de premier rang liés
		aux services publics		6,34 % 2023-2035 142 000 $	155 159					155 571
		Obligations garanties de premier rang
		liées aux services publics		4,71 % 2026-2044 556 216 $	557 346					558 177
		Emprunts en dol ars canadiens
		Effets non garantis de premier rang c)		3,68 % 2027-2050 1 200 000 $ CA	957 098					1 099 403
		Effets garantis de premier rang liés
		aux projets		10,21 %	2027					22 320 $ CA	17 861					18 344
		Emprunts en unidad de fomento chiliens
		Obligations non garanties de premier
		rang liées aux services publics		4,18 % 2028-2040	1 753 CLF	85 141					77 963
														5 511 023 $ 5 589 513 $
		Emprunts subordonnés
		Effets non garantis subordonnés d)		5,25 %	2082 400 000 $ CA		316 026 $									— $
		Effets non garantis subordonnés d)		5,56 % 2078-2082 1 387 500 $	1 364 326					621 862
														1 680 352 $ 621 862 $
														7 191 375 $ 6 211 375 $
		Moins la tranche échéant à moins d’un an											(18 285) (356 397)
														7 173 090 $ 5 854 978 $
		Des obligations à court terme de 960 570 $ qui devraient être refinancées au moyen des facilités de crédit à long terme sont présentées à titre de dette à long terme. Un emprunt à long terme effectué par une filiale (billets relatifs à un projet ou obligations relatives à un service public) pour une centrale en exploitation particulière est généralement garanti par la centrale concernée sans autre recours envers la société. Les emprunts à long terme effectués par les filiales, garantis ou non, sont habituel ement assortis de clauses restrictives de nature financière qui doivent être respectées chaque trimestre. Le non-respect de ces clauses pourrait restreindre le montant des distributions ou dividendes en espèces versés à la société par les centrales concernées.

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7.	Dette à long terme (suite) Activités de financement récentes : a)
		Facilités de crédit renouvelables non garanties de premier rang Après la fin du trimestre le 29 avril 2022, le groupe Services à tarifs réglementés a conclu deux nouvelles facilités de crédit bancaire renouvelables syndiquées non garanties de premier rang : une facilité de crédit bancaire renouvelable non garantie de premier rang de 1 000 000 $ dont la date d’échéance initiale est le 29 avril 2027 (la « facilité de crédit des Services à tarifs réglementés à long terme ») et une facilité de crédit bancaire renouvelable non garantie à court terme de 500 000 $ venant à échéance le 31 mars 2023. Sous réserve des modalités des facilités, la facilité de crédit des Services à tarifs réglementés à long terme peut être prolongée pour deux périodes additionnelles de un an. Dans le cadre des nouvelles facilités, la facilité de crédit bancaire renouvelable syndiquée non garantie de premier rang de 500 000 $ du groupe Services à tarifs réglementés a été annulée.
	b)	Facilités de crédit bancaire non garanties de premier rang Le 20 décembre 2021, le groupe Services à tarifs réglementés a conclu une facilité à terme non garantie syndiquée à prélèvement différé de premier rang totalisant 1 100 000 $ (la « facilité de crédit à prélèvement différé des Services à tarifs réglementés »), qui vient à échéance le 19 décembre 2022. Le 3 janvier 2022, le prix d’acquisition, de même que certains ajustements et coûts d’acquisition de Liberty NY Water (note 3) totalisant environ 610 400 $ étaient financés au moyen d’un prélèvement sur une facilité de crédit à terme à prélèvement différé des Services à tarifs réglementés.
	c)	Effets non garantis de premier rang en dol ars canadiens Le 15 février 2022, la société a remboursé, à l’échéance, un effet non garanti de premier rang de 200 000 $ CA. Paral èlement aux remboursements, le groupe Énergies renouvelables a remboursé et réglé le swap de taux d’intérêt fixes sur devises (note 21 b) i i)).
	d)	Effets non garantis subordonnés Le 18 janvier 2022, la société a clôturé i) un appel public à l’épargne par voie de prise ferme aux États-Unis (le « placement aux États-Unis ») d’un montant en capital total de 750 000 $ à 4,75 % visant un placement de billets subordonnés de rang inférieur à taux fixe-fixe de série 2022-B échéant le 18 janvier 2082 (les « billets américains »); et ii) un appel public à l’épargne par voie de prise ferme au Canada (le « placement au Canada » et, avec le placement aux États-Unis, les « placements ») d’un montant en capital total de 400 000 $ CA (environ 320 000 $) de 5,25 % visant un placement de billets subordonnés de rang inférieur à taux fixe-fixe de série 2022-A échéant le 18 janvier 2082 (les « billets canadiens » et, conjointement avec les billets américains, les « billets »). Parallèlement aux prix des placements, la société a conclu un swap de devises et de taux d’intérêt, pour convertir le produit libel é en dol ars canadiens du placement canadien en dol ars américains, et un swap de taux d’intérêt différé pour fixer le taux d’intérêt pour la deuxième période de cinq ans des billets américains (note 21 b) ii)), de sorte que le taux d’intérêt effectif anticipé de la société pour la période des dix premières années des billets s’est établi à environ 4,95 %.

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8.				Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite Le tableau ci-dessous présente les éléments qui composent les coûts nets des prestations au titre des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités pour les trois mois clos les 31 mars :
	Prestations	Avantages complémentaires
	de retraite			de retraite
					Trois mois clos les 31 mars	Trois mois clos les 31 mars
					2022	2021	2022				2021
			Coût des services rendus					3 856 $	3 828 $	1 555 $			1 772 $
			Coûts non liés aux services
			Coût financier		6 063	6 706	2 359				1 021
			Rendement prévu des actifs des régimes		(10 324)	(11 164)	(2 841)				(2 511)
			Amortissement de la perte actuariel e
			(du gain actuariel), montant net		789	2 272	(86)				437
			Amortissement des crédits pour services
			passés		(403)	(407)	6					—
			Incidence des comptes réglementaires		6 338	6 184	677				1 146
								2 463 $	3 591 $	115 $			93 $
			Coût des prestations, montant net					6 319 $	7 419 $	1 670 $			1 865 $
			Les éléments qui composent les coûts des services rendus au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite sont portés aux charges d’exploitation, à même le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités. Les autres composantes du montant net du coût des prestations sont réputées constituer des coûts qui ne sont pas liés aux services de sorte qu’elles sont comptabilisées, après le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités.
9.				Autres obligations à long terme Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :
		31 mars					31 décembre
				2022				2021
			Paiements d’ajustements liés au contrat		169 235 $				187 580 $
			Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations	142 504				142 147
			Avances sous forme d’aide à la construction	88 847				82 580
			Obligation liée à la remédiation environnementale	49 670				55 224
			Acomptes de clients	33 041				32 633
			Crédits d’impôt à l’investissement non amortis	17 304				17 439
			Crédits reportés et contrepartie éventuel e	37 398				35 982
			Actions privilégiées de série C	13 434				13 348
			Frais de branchement	22 685				21 904
			Obligations locatives	22 121				22 512
			Obligations éventuel es de soutien à l’aménagement	6 223				4 612
			Billet à payer à une partie liée	25 808				25 808
			Autres	43 703				42 050
					671 973 $				683 819 $
			Moins la tranche échéant à moins d’un an	(162 312) (167 908)
					509 661 $				515 911 $

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10.		Capitaux propres
	a)	Actions privilégiées
		Nombre d’actions ordinaires
			Trois mois clos les 31 mars
			2022			2021
		Actions ordinaires au début de la période	671 960 276		597 142 219
		Appel public à l’épargne	—	8 188 225
		Régime de réinvestissement des dividendes	1 625 414			1 403 635
		Exercice d’attributions à base d’actions b)	523 746			547 683
		Conversion de débentures convertibles	754				—
		Actions ordinaires à la fin de la période	674 110 190	607 281 762
		Le 15 mai 2020, AQN a relancé un programme de placement au cours du marché qui a permis à la société d’émettre de temps à autre à l’intention du public des actions ordinaires jusqu’à hauteur de 500 000 $ sur le capital autorisé, à sa discrétion, au prix du marché en vigueur lors de leur émission à la TSX, à la NYSE ou sur tout autre marché existant pour la négociation d’actions ordinaires au Canada ou aux États-Unis. Le 19 novembre 2021, parallèlement au dépôt d’un nouveau prospectus préalable de base, AQN a retiré le prospectus préalable de base permettant la participation au programme de placement au cours du marché. Au 12 mai 2022, la société avait émis un total cumulatif de 33 952 827 actions ordinaires aux termes du programme de placement lancé en 2019 au cours du marché à un prix moyen de 15,08 $ par action pour un produit brut de 512 163 $ (505 761 $ déduction faite des commissions). D’autres coûts connexes, principalement liés à la création et au rétablissement subséquent du programme de placement au cours du marché, ont totalisé 4 285 $.
	b)	Rémunération à base d’actions Pour les trois mois clos le 31 mars 2022, AQN a comptabilisé un recouvrement de rémunération à base d’actions totalisant (365) $ (une charge de 1 197 $ en 2021). La charge (le recouvrement) de rémunération est inclus(e) dans les charges salariales dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités. La tranche de la charge de rémunération à base d’actions capitalisée à titre de coûts de construction est négligeable. Au 31 mars 2022, le total des coûts de rémunération non comptabilisés se rapportant aux attributions à base d’actions dont les droits n’étaient pas acquis était de 20 386 $, et devrait être comptabilisé sur une période de 2,1 ans. Régime d’options sur actions Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, le conseil d’administration de la société (le « conseil ») a autorisé l’attribution de 646 090 options aux dirigeants de la société. Les options ouvrent droit à l’achat d’actions ordinaires à un prix moyen pondéré de 19,11 $ CA, soit le prix du marché de l’action ordinaire sous-jacente à la date d’attribution. Les droits se rattachant à un tiers des options seront acquis à chacune des dates suivantes, soit les 31 décembre 2022, 2023 et 2024. Les options peuvent être exercées jusqu’à huit ans après la date d’attribution.

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10.	Capitaux propres (suite)
	b)	Rémunération à base d’actions (suite) Les hypothèses suivantes ont été retenues pour déterminer la juste valeur des options sur actions attribuées :
			2022

		Taux d’intérêt sans risque	1,9 %
		Volatilité prévue	23 %
		Rendement attendu de l’action	4,3 %
		Durée de vie prévue	5,50 ans
		Juste valeur moyenne pondérée de l’option à la date d’attribution	2,44 $ CA
		Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions temporairement incessibles Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, un total de 411 784 unités d’actions liées au rendement (« UAR ») et unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») ont été attribuées à des employés de la société. Les droits rattachés à ces attributions seront acquis selon l’échéance de chaque entente entre février 2023 et janvier 2025. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, la société a réglé 797 034 UAR et UATI en échange de 409 986 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 387 048 UAR et UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, la société a réglé 4 108 UATI liées au report de primes en échange de 1 908 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 2 200 UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions. Après la fin du trimestre, le 15 avril 2022, 3 397 UATI liées au report de primes ont été attribuées à des employés de la société. Les droits rattachés aux UATI sont pleinement acquis. Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, 21 149 unités d’actions différées (« UAD ») ont été émises par suite des choix exercés par les administrateurs de la société de différer un pourcentage de leurs jetons de présence en les convertissant en UAD. En outre, la société a réglé 5 176 UAD en échange de 2 403 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 2 773 UAD ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions.

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11.			Cumul des autres éléments du résultat étendu
		Le cumul des AERE comprend les soldes suivants, après impôts :
	Variation
	actuarielle de
	l’obligation au
	titre des
	prestations de
				Gain latent	retraite et des
				sur les	avantages
			Écarts de change	couvertures de	complémentaires
			cumulés	flux de trésorerie	de retraite				Total
		Solde au 1er janvier 2021				(39 725) $	50 817 $	(33 599) $			(22 507) $
		AERE				(25 982)	(97 103)	32 247			(90 838)
		Montants reclassés du cumul des AERE dans
							les états des résultats consolidés
							intermédiaires non audités		(4 288)				42 772	9 804			48 288
		AERE de la période considérée, montant net				(30 270) $	(54 331) $	42 051 $			(42 550) $
		AERE attribuables aux participations ne
							donnant pas le contrôle		(249)							—	—	(249)
		AERE de la période considérée attribuables
							aux actionnaires d’AQN, montant net			(30 519) $	(54 331) $	42 051 $			(42 799) $
		Montants reclassés du cumul des AERE à la
							participation ne donnant pas le contrôle		(6 371)							—	—	(6 371)
		Solde au 31 décembre 2021				(76 615) $	(3 514) $	8 452 $			(71 677) $
		AERE		8 539					(61 554)				—	(53 015)
		Montants reclassés du cumul des AERE dans
							les états des résultats consolidés
							intermédiaires non audités		(694)				2 668				7	1 981
		AERE de la période considérée, montant net		7 845 $					(58 886) $				7 $	(51 034) $
		AERE attribuables aux participations ne
							donnant pas le contrôle		(687)							—	—	(687)
		AERE de la période considérée attribuables
							aux actionnaires d’AQN, montant net		7 158 $				(58 886) $				7 $	(51 721) $
		Solde au 31 mars 2022				(69 457) $	(62 400) $	8 459 $			(123 398) $
		Les montants reclassés du cumul des AERE à l’égard des écarts de change cumulés ont eu une incidence sur les intérêts débiteurs et le gain (la perte) sur les instruments financiers dérivés; ceux à l’égard du gain latent (de la perte latente) sur les couvertures de flux de trésorerie ont eu une incidence sur les produits tirés des ventes d’énergie à tarifs non réglementés, les intérêts débiteurs et le gain (la perte) sur les instruments financiers dérivés tandis que ceux reclassés à l’égard des variations actuariel es au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite ont eu une incidence sur les coûts au titre des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite non liés aux services.

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12.

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

Trois mois clos les 31 mars

2022

2021

Dividende

par action

Dividende

par action

Actions ordinaires

115 574 $

0,1706 $

94 614 $

0,1551 $

Actions privilégiées de série A

1 549 $ CA

0,3226 $ CA

1 549 $ CA

0,3226 $ CA

Actions privilégiées de série D

1 273 $ CA

0,3182 $ CA

1 273 $ CA

0,3182 $ CA

13.

Transactions entre parties liées a)

Placements comptabilisés à la valeur de consolidation La société fournit des services d’administration et d’aménagement à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation et les coûts engagés lui sont remboursés. À cet effet, la société a imputé 7 413 $ (6 314 $ en 2021) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation pour les trois mois clos le 31 mars 2022. De plus, l’une des entités comptabilisées à la valeur de consolidation fournit des services d’aménagement à certains projets de la société, qui sont assujettis à des honoraires d’aménagement payables lorsque certains objectifs sont atteints. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, les honoraires d’aménagement facturés à la société se sont élevés à néant (738 $ en 2021). En 2020, la société a émis un bil et à ordre de 30 493 $ en faveur d’Altavista Solar Subco, LLC, une entité émettrice comptabilisée à la valeur de consolidation de la société à ce moment-là. Le billet à ordre a été remboursé en totalité au deuxième trimestre de 2021. Au cours du quatrième trimestre de 2021, la société a émis un billet à ordre de 25 808 $ en faveur de New Market Investco, LLC, une entité émettrice de la société.

Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée Liberty Global Energy Solutions (note 6 a)), une entité émettrice de la société, détient une facilité de crédit garantie d’un montant de 306 500 $ échéant le 26 janvier 2024. Des actions ordinaires d’Atlantica Sustainable Infrastructure plc (« Atlantica ») ont été données en garantie de la facilité de crédit. Une insuffisance de la garantie surviendrait si l’obligation nette, tel e qu’el e est définie dans la convention, était équivalente ou dépassait 50 % de la valeur marchande des actions d’Atlantica, auquel cas les prêteurs auraient le droit de vendre des actions d’Atlantica afin d’éliminer l’insuffisance de la garantie. La facilité de crédit de Liberty Global Energy Solutions est remboursable à vue si Atlantica cesse d’être une société ouverte. Liberty Global Energy Solutions détient des actions privilégiées dans AY Holdings, comptabilisées par AQN à titre de participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée. Le rachat n’était pas considéré comme probable au 31 mars 2022. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à Liberty Global Energy Solutions pour une contrepartie de 2 575 $ (2 681 $ en 2021) et comptabilisé des distributions de 2 584 $ (2 544 $ en 2021) (note 14).

Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée correspond à une participation dans une filiale consolidée de la société acquise par Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. («AYES Canada») en mai 2019, pour une contrepartie de 96 752 $ (130 103 $ CA) et une participation dans Algonquin (AY Holdco) B.V., une filiale consolidée de la société acquise par Liberty Development JV en novembre 2021 pour une contrepartie de 39 376 $. La société a comptabilisé des distributions de 7 422 $ (4 471 $ en 2021) pour les trois mois clos le 31 mars 2022.

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13.	Transactions entre parties liées (suite) d)
		Transactions conclues avec Atlantica Au cours de 2021, la société a vendu des actifs solaires colombiens à Atlantica pour une contrepartie de 23 863 $ avec un gain à la cession d’actifs de 878 $ et une contrepartie conditionnel e de 2 600 $, si certains objectifs sont atteints. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2022, un gain de 1 200 $ lié à une contrepartie conditionnelle a été comptabilisé.
	Les opérations entre parties liées qui précèdent ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux opérations.
14.		Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables L’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est détail ée comme suit :
		Trois mois clos les 31 mars
		2022			2021
	Ajustements liés à la liquidation hypothétique à la valeur comptable (« LHVC ») et autres

	attribuables aux éléments suivants :
		Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
		donnant droit à des avantages fiscaux		40 862 $			22 246 $
		Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
		rachetables donnant droit à des avantages fiscaux		1 599	1 718
	Autre bénéfice net attribuable aux :
		Participations ne donnant pas le contrôle		(1 519)	(3 999)
				40 942 $			19 965 $
		Participation ne donnant pas le contrôle rachetable, détenue par une partie liée		(2 575)	(2 681)
	Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle		38 367 $			17 284 $
	Les investisseurs détenant des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit à des avantages fiscaux (les « parts de société en commandite donnant droit à des avantages fiscaux ») dans les centrales éoliennes et solaires américaines de la société ont droit à une part des bénéfices, des attributs fiscaux et des flux de trésorerie conformément aux ententes contractuel es. La part des bénéfices attribuable aux détenteurs d’une participation ne donnant pas le contrôle de ces filiales est calculée à l’aide de la LHVC.

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15.			Impôts sur les bénéfices Pour les trois mois clos le 31 mars 2022, la charge d’impôts qui figure aux états des résultats consolidés intermédiaires non audités a été obtenue par application d’un taux d’imposition effectif différent du taux canadien en vigueur prévu par la loi de 26,5 % (26,5 % au 31 mars 2021). L’écart s’explique ainsi :
			Trois mois clos les 31 mars
			2022			2021
		Charge (recouvrement) d’impôts calculée au taux d’imposition canadien prévu
		16 443 $			(6 618) $
		par la loi
		Augmentation (diminution) attribuable aux éléments suivants :
							Incidence des écarts entre les taux d’imposition s’appliquant aux transactions
								(12 477)			(14 937)
							dans des pays étrangers et des modifications des taux d’imposition
							Ajustements des placements comptabilisés à la juste valeur		1 013			4 133
							Quote-part du bénéfice attribuable aux participations ne donnant
	11 053			12 315
							pas le contrôle
							Ajustements connexes des impôts étatiques reportés liés à une acquisition		7 600				—
							Crédit d’impôt	(10 151)			(11 585)
							Amortissement et règlement du trop-perçu des impôts reportés			(4 034)			(4 617)
							Autres			5		(329)
		Charge (recouvrement) d’impôts sur les bénéfices									9 452 $			(21 638) $
16.			Autres pertes nettes Les autres pertes nettes se composent des éléments suivants :

	Trois mois clos les 31 mars

	2022			2021
		Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition						2 165 $			2 102 $
		Autres	2 565			6 282
								4 730 $			8 384 $
17.			Bénéfice net, de base et dilué, par action Le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action ont été calculés en fonction du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société et du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes en circulation. Le bénéfice net dilué par action est calculé à l’aide du nombre moyen pondéré des actions ordinaires, des actions additionnel es émises après la clôture du trimestre en vertu du régime de réinvestissement des dividendes, des UAR, des UATI et des UAD en cours pendant la période et, si el es ont un effet dilutif, des actions ordinaires supplémentaires découlant des débentures convertibles ou de l’application de la méthode du rachat d’actions à l’égard des options sur actions et des unités de titres de capitaux propres verts en cours (note 7).

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17.	Bénéfice net, de base et dilué, par action (suite) Le tableau qui suit présente le rapprochement du bénéfice net et du nombre d’actions moyen pondéré utilisé pour calculer le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action :
		Trois mois clos les 31 mars
		2022		2021
	Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’AQN		90 965 $		13 947 $
	Dividende sur les actions privilégiées de série A	1 218		1 215
	Dividende sur les actions privilégiées de série D	1 002		999
	Bénéfice net des activités poursuivies, de base et diluées,
	attribuable aux actionnaires ordinaires d’AQN		88 745 $		11 733 $
	Nombre moyen pondéré d’actions
	De base	673 742 425			599 659 587
	Effet des titres dilutifs	4 448 713		5 525 965
	Dilué	678 191 138			605 185 552
	Pour les trois mois clos le 31 mars 2022, l’incidence possible des parts de capitaux propres verts et des actions supplémentaires découlant des 1 134 711 titres (437 006 titres en 2021) est exclue du calcul du nombre dilué d’actions, étant donné que leur effet est antidilutif.
18.		Information sectorielle
	La société est gérée en fonction de deux unités d’exploitation principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Ces deux unités d’exploitation sont les deux secteurs de la société. Le groupe Services à tarifs réglementés, l’unité d’exploitation des activités à tarifs réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de col ecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport, aux États-Unis, au Canada, aux Bermudes et au Chili; le groupe Énergies renouvelables, l’unité d’exploitation des activités à tarifs non réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés en Amérique du Nord et ailleurs dans le monde. Pour évaluer le rendement des unités d’exploitation, la société répartit la partie réalisée du gain ou de la perte sur les instruments financiers entre les unités d’exploitation concernées. Les revenus de dividendes versés par Atlantica et AYES Canada sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Énergies renouvelables, tandis que les intérêts créditeurs versés par San Antonio Water System sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés. Les bénéfices et les pertes comptabilisés à la valeur de consolidation sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés ou du groupe Énergies renouvelables selon la nature des activités des entités émettrices. La variation de valeur des placements comptabilisée à la juste valeur, la partie latente du gain ou de la perte sur les instruments dérivés non désignés comme élément constitutif d’une relation de couverture, et les gains et les pertes de change ne sont pas incluses dans l’évaluation du rendement des divisions par la direction et sont donc présentées dans les résultats du siège social.

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(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

18.		Information sectorielle (suite)
				Trois mois clos le 31 mars 2022
	Groupe			Groupe
					Services à tarifs	Énergies
					réglementés	renouvelables	Siège social				Total
		Produits1, 2			622 759 $		88 220 $	— $	710 979 $
		Autres produits	14 988							9 344	386	24 718
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	234 572							14 906	—	249 478
		Produits, montant net	403 175							82 658	386	486 219
		Charges d’exploitation	184 409							27 590	3	212 002
		Frais d’administration	8 070							7 545	1 837				17 452
		Amortissement	80 283							39 417	264	119 964
		Perte de change	—									—	262	262
			130 413							8 106	(1 980)				136 539
		Gain à la vente d’actifs d’énergie renouvelable	—							1 200	—	1 200
		Bénéfice (perte) d’exploitation	130 413							9 306	(1 980)				137 739
		Intérêts débiteurs	(21 426)					(15 713)	(20 804)				(57 943)
		Produit (perte) sur placements à long terme	4 509							27 626	(42 824)				(10 689)
		Autres charges	(4 888)							(748)	(1 421)				(7 057)
		Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices				108 608 $							20 471 $	(67 029) $		62 050 $
		Immobilisations corporelles			8 093 549 $ 3 645 043 $	31 617 $ 11 770 209 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur	2 156					1 807 142			—	1 809 298
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur
		de consolidation	37 855					342 620	21 132				401 607
		Total de l’actif			11 435 863	6 064 427	169 574				17 669 864
		Dépenses en immobilisations			255 585 $		72 114 $	— $	327 699 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables ont compris un montant de 4 830 $ se rapportant à des pertes nettes sur contrats dérivés
		de couverture sur l’énergie et à des crédits pour disponibilité pour les trois mois clos le 31 mars 2022, qui ne constituent pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2) Les produits du groupe Services à tarifs réglementés ont compris un montant de 6 278 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour les trois mois clos le 31 mars 2022, qui ne constituent pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

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18.		Information sectorielle (suite)
			Trois mois clos le 31 mars 2021
	Groupe
	Services à		Groupe
	tarifs		Énergies
			réglementés			renouvelables Siège social	Total
		Produits1, 2			587 137 $							30 783 $	— $	617 920 $
		Autres produits			11 466							4 770	386	16 622
		Achats de combustible et d’électricité	245 522						7 928	—	253 450
		Produits, montant net	353 081						27 625	386	381 092
		Charges d’exploitation	152 182						27 872	3	180 057
		Frais d’administration	7 543						6 183	2 917	16 643
		Amortissement	67 567						29 578	294	97 439
		Perte de change	—				—	862	862
		Bénéfice d’exploitation	125 789						(36 008)			(3 690)	86 091
		Intérêts débiteurs	(24 301)						(16 293)			(8 986)	(49 580)
		Produit (perte) sur placements à long terme	1 174						22 417	(74 098)			(50 507)
		Autres charges	(8 491)						(876)			(1 612)	(10 979)
		Bénéfice (perte) avant les impôts sur les bénéfices	94 171 $						(30 760) $	(88 386) $			(24 975) $
		Dépenses en immobilisations			212 519 $							77 085 $	5 785 $	295 389 $

					31 décembre 2021
		Immobilisations corporelles		7 394 151 $ 3 615 915 $	32 380 $ 11 042 446 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur	2 296			1 846 160				—	1 848 456
		Entités comptabilisées à la valeur de consolidation	37 492			375 460	20 898			433 850
		Total de l’actif		10 512 799 $ 6 123 888 $	149 149 $ 16 785 836 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 49 585 $ se rapportant à une perte sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie pour la période de trois mois close le 31 mars 2021, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2) Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 2 361 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour la période de trois mois close le 31 mars 2021, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a cherché à atténuer son risque de crédit en vendant de l’énergie à d’importantes sociétés de services publics situées dans diverses régions d’Amérique du Nord. L’apport des sociétés de services publics au total des produits ne dépasse en aucun cas 10 %. AQN exerce ses activités dans le secteur indépendant des services publics et de l’électricité aux États-Unis, au Canada et dans d’autres régions. Les informations financières par secteur géographique s’établissaient comme suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2022		2021
		Produits
										États-Unis	601 333 $			511 827 $
										Canada	53 835			47 851
										Autres régions	80 529			74 864
			735 697 $		634 542 $
		Les produits sont attribués aux régions selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics.

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31 mars 2022 et 2021
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19.						Engagements et éventualités a)
						Éventualités AQN et ses filiales sont parties à divers litiges et à des réclamations dans le cours normal de leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire l’issue de ces questions avec certitude, la direction ne considère pas que l’exposition d’AQN à de tels litiges puisse avoir une incidence importante sur les présents états financiers consolidés intermédiaires non audités. Toutes les sommes à payer relativement à ces éléments sont comptabilisées dans les états financiers consolidés au moment où il est conclu qu’une perte financière est probable et qu’il est possible d’estimer le montant du passif connexe. Incendie de Mountain View Le 17 novembre 2020, un incendie, aujourd’hui appelé « l’incendie de Mountain View », s’est déclaré sur le territoire de Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC (« Liberty CalPeco »). La cause de l’incendie est encore indéterminée et le service des incendies de la Californie n’a pas encore publié de rapport. La société et certaines de ses filiales sont défenderesses dans 10 poursuites en cours concernant l’incendie de Mountain View. Cinq de ces poursuites sont intentées par des groupes de plaignants individuels qui invoquent des motifs comme la négligence, l’infirmation de jugement, la nuisance, l’intrusion et les violations des droits du Cal. Pub. Util. Code 2106 et du Cal. Health and Safety Code 13007. Dans la sixième poursuite en cours, County of Mono, Antelope Valley Fire Protection District, Toiyabe Indian Health Project et Bridgeport Indian Colony invoquent des causes d’action similaires et demandent des dommages-intérêts pour les coûts d’extinction de l’incendie, les coûts d’application de la loi, les dommages aux biens et aux infrastructures, et d’autres coûts. Dans les trois autres poursuites, des groupes de sociétés d’assurance invoquent des motifs comme l’infirmation de jugement et la négligence et demandent le recouvrement des montants payés et à payer à leurs assureurs. La dixième poursuite allègue l’homicide délictuel d’une personne, ainsi que des causes immédiates semblables à celles alléguées dans les poursuites déposées par les groupes de plaignants. Il est impossible de prédire de manière raisonnable l’issue de ces poursuites. Toutefois, Liberty CalPeco entend se défendre vigoureusement. La société a une assurance responsabilité en cas d’incendie de forêt qui devrait s’appliquer jusqu’à la limite de la police applicable. Procédures d’expropriation d’Apple Valley Le 7 janvier 2016, la ville d’Apple Valley a intenté une action en expropriation des actifs des services publics de Liberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. (« Liberty Apple Valley »). Le 7 mai 2021, la Cour a rendu une décision provisoire rejetant la tentative par la ville d’Apple Valley de prendre possession du réseau Apple Valley par pouvoir d’expropriation. La décision confirme qu’il est dans l’intérêt de la collectivité que Liberty Apple Valley continue de détenir et d’exploiter le réseau. La ville a déposé des objections relativement à la décision provisoire rendue le 1er juin 2021. Le 14 octobre 2021, la Cour a rejeté les objections de la ville et a rendu une décision définitive. La Cour a signé et rendu une décision de rejet et de jugement le 12 novembre 2021. Le 7 janvier 2022, la ville a déposé un avis d’appel du jugement auprès de la Cour.

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19.		Engagements et éventualités (suite) b)
			Engagements En plus des engagements liés aux projets d’aménagement présentés à la note 6, les engagements importants étaient les suivants au 31 mars 2022. AQN a en cours des engagements d’achat d’électricité, des contrats de service et d’approvisionnement en gaz naturel, des ententes de services, de même que des engagements à l’égard de projets d’immobilisations et de contrats de servitude. Le tableau qui suit présente les engagements futurs estimatifs aux termes de ces arrangements :
					Par la
				Exercice 1 Exercice 2 Exercice 3 Exercice 4 Exercice 5	suite	Total
			Achats d’électricitéi)		48 680 $			34 053 $	34 229 $						26 994 $	12 336 $ 151 997 $ 308 289 $
			Contrats de service et
	d’approvisionnement
	en gaz naturelii)			93 974			71 725	52 345						42 658	27 403			173 280	461 385
			Contrats de service	65 179			59 269	57 695						55 494	48 167			336 564	622 368
			Projets d’immobilisations	65 428					—	—	—	—							—	65 428
			Contrats de servitude
	et autres			12 977			13 119	13 285						13 465	13 629			469 055	535 530
			Total	286 238 $ 178 166 $ 157 554 $ 138 611 $ 101 535 $ 1 130 896 $ 1 993 000 $
			i)	Achats d’électricité : Les instal ations de distribution d’électricité d’AQN ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques d’électricité afin de respecter les exigences de charge. Les montants engagés inclus dans le tableau ci-dessus sont basés sur les prix du marché au 31 mars 2022. Cependant, l’incidence des ajustements du coût unitaire de l’électricité achetée est atténuée par un mécanisme d’ajustement des tarifs de l’électricité achetée.
			ii)	Contrats de service et d’approvisionnement en gaz naturel : Les instal ations de distribution de gaz naturel et les centrales thermiques d’AQN ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques de gaz naturel afin de respecter les exigences de charge et de production d’électricité.
20.			Éléments hors trésorerie liés à l’exploitation La variation des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation se détaille comme suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2022					2021
		Débiteurs							(40 612) $								(29 746) $
		Carburant et gaz naturel stockés	16 234					17 972
		Stocks de fournitures et de matières consommables	(7 769)					(3 103)
		Impôts sur les bénéfices à recouvrer	2 932					(165)
		Charges payées d’avance	(7 350)					(1 029)
		Créditeurs	(21 665)										(39 330)
		Charges à payer	53 296										(69 359)
		Passif d’impôts exigibles	2 203					4 852
		Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et
		obligations environnementales	(499)					(459)
		Actifs et passifs réglementaires, montant net	(48 148)										(268 151)
									(48 147) $								(388 518) $

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21.		Instruments financiers a)
		Juste valeur des instruments financiers
			Valeur
		31 mars 2022	comptable	Juste valeur						Niveau 1	Niveau 2				Niveau 3
		Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur		1 809 298 $ 1 809 298 $ 1 719 286 $			— $	90 012 $
		Prêts pour des projets
	d’aménagement et autres
	à recevoir		63 882	63 810		—							63 810	—
		Instruments dérivés :
	Swap de taux d’intérêt désigné
	comme couverture		22 309	22 309		—							22 309	—
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux
	de trésorerie		2 513							2 513	—					—	2 513
	Contrats sur l’énergie non
	désignés comme couverture
	des flux de trésorerie		913						913	—					—	913
	Droits de produits en cas de
	congestion désignés comme
	couverture de flux de trésorerie		4 104							4 104	—					—	4 104
	Droits de produits en cas de
	congestion non désignés comme
	couverture de flux de trésorerie		1 451							1 451	—					—	1 451
	Contrats sur marchandises servant
	aux activités à tarifs réglementés		1 979							1 979	—					1 979		—
	Swap de devises désigné comme
	couverture d’un placement net		4 109							4 109	—					4 109		—
	Swap de devises désigné
	comme des couvertures
	de flux de trésorerie		540						540	—					540		—
	Total des instruments dérivés		37 918							37 918	—						28 937	8 981
		Total des actifs financiers	1 911 098 $ 1 911 026 $ 1 719 286 $				92 747 $	98 993 $
		Dette à long terme	7 191 375 $ 7 156 198 $ 3 103 268 $ 4 052 930 $					— $
		Effets à payer à une partie liée	25 808	25 808		—							25 808	—
		Débentures convertibles	274						547	547		—		—
		Actions privilégiées de série C	13 434	13 724		—							13 724	—
		Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux de
	trésorerie		102 571	102 571		—						—	102 571
	Contrats sur l’énergie non désignés
	comme couverture de flux de
	trésorerie		78						78	—					—		78
	Swap de devises désigné comme
	couverture d’un placement net		36 202	36 202		—							36 202	—
	Swap de devises désigné comme
	couverture de flux de trésorerie		7 391							7 391	—					7 391		—
	Swaps de taux d’intérêt désignés
	comme couverture		2 899							2 899	—					2 899		—
	Total des instruments dérivés		149 141	149 141		—							46 492	102 649
		Total des passifs financiers	7 380 032 $ 7 345 418 $ 3 103 815 $ 4 138 954 $		102 649 $

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21.		Instruments financiers (suite) a)
		Juste valeur des instruments financiers (suite)
			Valeur
		31 décembre 2021	comptable	Juste valeur						Niveau 1	Niveau 2				Niveau 3
		Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur		1 848 456 $ 1 848 456 $ 1 753 210 $			— $	95 246 $
		Prêts pour des projets
	d’aménagement et autres
	à recevoir		32 261	33 286		—							33 286	—
		Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux
	de trésorerie		15 362	15 362		—						—	15 362
	Swap de taux d’intérêt désigné
	comme couverture		1 581							1 581	—					1 581		—
	Contrats sur marchandises servant
	aux activités à tarifs réglementés		1 721							1 721	—					1 721		—
	Swap de devises désigné comme
	couverture d’un placement net		1 958							1 958	—					1 958		—
	Total des instruments dérivés		20 622	20 622		—						5 260	15 362
		Total des actifs financiers	1 901 339 $ 1 902 364 $ 1 753 210 $				38 546 $ 110 608 $
		Dette à long terme	6 211 375 $ 6 543 933 $ 2 418 580 $ 4 125 352 $					— $
		Effets à payer à une partie liée	25 808	25 808		—							25 808	—
		Débentures convertibles	277						519	519		—		—
		Actions privilégiées de série C	13 348	14 580		—							14 580	—
		Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux de
	trésorerie		60 462	60 462		—						—	60 462
	Contrats sur l’énergie non désignés
	comme couverture de flux de
	trésorerie		1 169							1 169	—					—	1 169
	Swap de devises désigné comme
	couverture d’un placement net		50 258	50 258		—							50 258	—
	Swaps de taux d’intérêt désignés
	comme couverture		7 008							7 008	—					7 008		—
	Contrats sur marchandises servant
	aux activités à tarifs réglementés		1 348							1 348	—					1 348		—
	Total des instruments dérivés		120 245	120 245		—							58 614	61 631
		Total des passifs financiers	6 371 053 $ 6 705 085 $ 2 419 099 $ 4 224 354 $		61 631 $
		La société a établi que la valeur comptable de ses actifs et passifs financiers à court terme se rapprochait de la juste valeur au 31 mars 2022 et au 31 décembre 2021, en raison de l’échéance à court terme de ces instruments. La juste valeur des prêts pour des projets d’aménagement à recevoir et autres (niveau 2) est calculée au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés, selon les taux courants estimatifs du marché pour des instruments semblables, ajustés pour tenir compte du risque de crédit estimatif déterminé par la direction.

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31 mars 2022 et 2021
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.	Instruments financiers (suite) a)
		Juste valeur des instruments financiers (suite)
		La juste valeur du placement dans Atlantica (niveau 1) est établie selon le cours de clôture à la Bourse NASDAQ. La juste valeur de niveau 1 de la dette à long terme de la société est établie selon le cours de clôture à la New York Stock Exchange et le cours de clôture du marché hors cote. La juste valeur de la dette à long terme de niveau 2 portant intérêt à taux fixe et des actions privilégiées de série C de la société a été établie au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés et des taux d’intérêt en vigueur. La juste valeur de niveau 2 des débentures convertibles a été établie à leur valeur nominale ou, s’il est supérieur, selon le cours des actions ordinaires d’AQN, en supposant leur conversion. Les instruments dérivés de la société classés au niveau 2 pour les évaluations de la juste valeur se composent essentiel ement de swaps, d’options, de droits, d’ententes de souscription et de contrats à terme avec livraison physique pour lesquels des données de marché relatives au prix sont observables. Les données de prix de niveau 2 sont tirées de différents indices boursiers et actualisées à l’aide de courbes de taux d’intérêt qui sont observables sur un marché coté. Les instruments de niveau 3 de la société se composent de contrats de vente d’énergie visant l’électricité, les droits de produits en cas de congestion et de la juste valeur des placements de la société dans AYES Canada. Les données non observables importantes utilisées pour évaluer la juste valeur des contrats sur l’énergie se composent des cours du marché à terme développés en interne qui se situaient entre 21,14 $ et 126,25 $, soit un cours moyen pondéré de 38,66 $ au 31 mars 2022. Les cours du marché à terme moyens pondérés sont développés selon la quantité attendue d’énergie vendue par mois et le cours à terme attendu pour le même mois. Les variations de la juste valeur des contrats sur l’énergie sont présentées en détail aux notes 21 b) i ) et 21 b) iv). Les données non observables importantes utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des droits de produits en cas de congestion sont des prix d’enchères à l’égard de droits de produits en cas de congestion récents variant de 1,80 $ à 10,84 $, avec une moyenne pondérée de 4,25 $ au 31 mars 2022. Les données non observables importantes utilisées dans l’évaluation de la juste valeur du placement de la société dans AYES Canada étaient les données relatives aux flux de trésorerie prévus, aux taux d’actualisation appliqués à ces flux de trésorerie, variant entre 8,45 % et 8,95 % et d’une moyenne pondérée de 8,84 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 25 % et 37 %, au 31 mars 2022. Toute augmentation (diminution) importante des flux de trésorerie prévus ou toute augmentation (diminution) du taux d’actualisation pris séparément se traduirait par une évaluation de la juste valeur considérablement plus faible (élevée).
	b)	Instruments dérivés Les instruments dérivés sont comptabilisés aux bilans consolidés intermédiaires non audités à titre d’actifs ou de passifs et sont évalués à leur juste valeur à chaque date de clôture.

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31 mars 2022 et 2021

(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.

Instruments financiers (suite) b)

Instruments dérivés (suite)

Dérivés sur marchandises ─ comptabilisation des activités à tarifs réglementés La société a recours à des instruments financiers dérivés pour atténuer l’incidence des variations des flux de trésorerie associées au prix d’achat d’une partie de ses achats futurs de gaz naturel relatifs à ses territoires de services d’électricité et de gaz naturel à tarifs réglementés. Sa stratégie consiste à réduire au minimum les fluctuations des prix du gaz naturel vendu aux consommateurs de gaz naturel à tarifs réglementés. Le tableau ci-après présente les volumes de marchandises, en décathermes, associés aux contrats dérivés susmentionnés :

31 mars 2022

Contrats financiers : Swaps

709 839

Contrats à terme

113 504

823 343

La comptabilisation de ces instruments dérivés est assujettie aux normes comptables concernant les entités à tarifs réglementés. Les gains et les pertes sur le règlement de ces contrats sont inclus pour la plupart dans le calcul des ajustements des coûts liés aux marchandises et au combustible (note 5). Par conséquent, les variations de la juste valeur de ces contrats dérivés sur le gaz naturel et l’ajustement compensatoire aux actifs et passifs réglementaires n’ont eu aucune incidence sur les résultats.

i )

Couvertures de flux de trésorerie

Pour tenter de réduire le risque de prix relatif aux ventes futures prévues de la production d’électricité des centrales éoliennes Sandy Ridge, Senate et Minonk et du projet éolien Shady Oaks II, la société a conclu les contrats dérivés à long terme sur l’énergie suivants :

Prix moyens

Quantité notionnel e

obtenus

Prix variable à payer

(MWh)

Échéance

(le MWh)

4 432 940

Septembre 2030

24,54 $

Illinois Hub

490 238

Décembre 2028

31,29 $

PJM Western HUB

2 318 930

Décembre 2027

23,26 $

NI HUB

1 887 172

Décembre 2027

36,46 $

ERCORT North HUB

La société répond aux besoins en énergie de divers clients aux termes de contrats à taux fixes. La centrale hydroélectrique Tinker devrait fournir une partie de l’énergie nécessaire pour répondre aux besoins de ces clients; cependant, AQN prévoit devoir acheter une partie de l’énergie nécessaire aux tarifs au comptant d’ISO-NE pour compléter son offre d’énergie. La société fait appel pour atténuer le risque à des contrats d’achat à terme d’énergie. Ces dérivés à court terme ne sont pas comptabilisés comme des couvertures et les variations de leur juste valeur sont comptabilisées en résultat à mesure qu’el es se produisent (note 21 b) iv)). Un contrat précédent utilisé à titre d’instrument de couverture est venu à échéance en février 2022. La société est partie à deux swaps sur taux d’intérêt comme des couvertures de flux de trésorerie pour atténuer le risque d’augmentation des taux d’intérêt liés au LIBOR sur la durée des facilités d’emprunt à terme. Conformément aux conditions des swaps sur taux d’intérêt, la société a fixé sa charge d’intérêt liée au LIBOR entre 87 627 $ et 8 875 $, à respectivement 3,28 % et 3,02 % sur ses deux facilités d’emprunt à terme. La juste valeur du dérivé à la date de désignation est amortie dans le bénéfice sur la durée résiduel e du contrat.

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31 mars 2022 et 2021

(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.

Instruments financiers (suite) b)

Instruments dérivés (suite)

i )

Couvertures de flux de trésorerie (suite) La société est partie à un swap de taux d’intérêt différé afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié aux paiements trimestriels d’intérêt entre le 1er juil et 2024 et le 1er juillet 2029 sur les billets subordonnés non garantis de 350 000 $, et entre le 18 avril 2027 et le 18 avril 2032 sur les bil ets subordonnés non garantis de 750 000 $. La société a désigné la totalité du notionnel des swaps de taux d’intérêt où la société paie un taux variable et reçoit un taux fixe à titre de couverture des paiements de taux d’intérêt variable trimestriels à venir associés aux effets subordonnés non garantis. En janvier 2022, la société a conclu un swap de devises, dont les dates coïncident avec cel es des effets canadiens, afin de convertir en dol ars américains des placements s’élevant à 400 000 $ CA. La variation de la valeur comptable des bil ets attribuable aux fluctuations des cours au comptant est comptabilisée dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités de chaque période à titre de perte (gain) de change. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixes comme une couverture de l’exposition au risque de change lié aux flux de trésorerie découlant des remboursements des intérêts et du capital des billets. Le tableau suivant résume les AERE attribuables aux instruments financiers dérivés désignés comme couvertures des flux de trésorerie :

Trois mois clos les 31 mars

2022

2021

Partie efficace de la couverture des flux de trésorerie

(61 554) $

(30 731) $

Amortissement de la couverture des flux de trésorerie

(164)

(898)

Montant reclassé du cumul des AERE

2 832

39 273

AERE attribuables aux actionnaires d’AQN

(58 886) $

7 644 $

La société prévoit que des gains latents et des pertes latentes de 1 843 $, 1 555 $ et 302 $, actuel ement classés dans le cumul des AERE, seront reclassés, après impôts, dans les ventes d’énergie à tarifs non réglementés, les intérêts débiteurs et les gains sur dérivés, respectivement, au cours des douze prochains mois lorsque les couvertures sous-jacentes seront réglées.

i i)

Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger

La monnaie fonctionnel e de la majorité des établissements d’AQN est le dollar américain. La société désigne les obligations libel ées en dol ars canadiens comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales au Canada. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de change de 175 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2022 (perte de 268 $ en 2021) a été comptabilisée dans les AERE.

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31 mars 2022 et 2021
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21.	Instruments financiers (suite) b)
		Instruments dérivés (suite)
	i i)	Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger (suite) Le 23 mai 2019, la société a conclu un swap de devises, dont les dates coïncident avec cel es des bil ets non garantis subordonnés, afin de convertir en dol ars canadiens des placements s’élevant à 350 000 $ US. La variation de la valeur comptable des bil ets attribuable aux fluctuations des cours au comptant est comptabilisée dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités de chaque période à titre de perte (gain) de change. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe-fixe comme une couverture de l’exposition au risque de change lié aux flux de trésorerie découlant des remboursements des intérêts et du capital des billets. Au moment de changer la monnaie fonctionnel e d’AQN pour adopter le dollar américain le 1er janvier 2020, cette désignation a été annulée. Les AERE liés à cette couverture seront désormais amortis dans le bénéfice de la période au cours de laquel e les paiements d’intérêt futurs influent sur le bénéfice sur la durée résiduel e de la couverture initiale. La société a désigné ce swap comme couverture de placement net d’AQN dans ses filiales au Canada. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). La juste valeur du dérivé à la date de désignation sera amortie sur la durée résiduel e de la couverture initiale. Une perte de change de 4 232 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2022 (perte de 4 014 $ en 2021) a été comptabilisée dans les AERE. Activités au Canada La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Canada. AQN gère ce risque principalement au moyen de couvertures naturel es en utilisant la dette à long terme canadienne pour financer ses activités au Canada et une combinaison de contrats de change à terme et d’achats au comptant. La société a déterminé que la monnaie fonctionnel e de ses établissements au Canada était le dol ar canadien et qu’el e courait un risque de change à l’égard de ses transactions conclues en dol ars américains. La société désigne les obligations libellées en dollars américains comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales aux États-Unis. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de change de 395 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2022 (gain de 1 921 $ en 2021) a été comptabilisée dans les AERE. La société était partie à un swap de devises de 500 000 $ CA pour convertir efficacement en dol ars américains les débentures libel ées en dollars canadiens. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe-fixe et les montants à court terme à payer en dol ars américains découlant des ajustements mensuels du règlement de swap comme une couverture de l’exposition au risque de change de son placement net dans les activités américaines du groupe Énergies renouvelables. Le gain ou la perte découlant des variations de la juste valeur du swap et les gains ou les pertes de change connexes sur les montants à payer en dol ars américains qui sont désignés, et qui sont efficaces, comme couvertures du placement net dans un établissement à l’étranger sont présentés de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de 2 053 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2022 (gain de 6 740 $ en 2021) a été comptabilisé dans les AERE. Le 15 février 2022, le groupe Énergies renouvelables a réglé le swap de devises connexe lié à la débenture de 200 000 $ CA qui avait été remboursée (note 7 c)).

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 2022 et 2021
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.		Instruments financiers (suite) b)
			Instruments dérivés (suite)
		i i)	Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger (suite) Le 9 avril 2021, le groupe Énergies renouvelables a conclu un swap de taux d’intérêt fixe sur devises, coïncidant avec la durée des débentures non garanties de premier rang (note 7 b)), pour convertir en dollars américains le placement s’élevant à 400 000 $ CA. Le groupe Énergies renouvelables a désigné la totalité du notionnel du swap de taux d’intérêt fixe-fixe sur devises comme une couverture de l’exposition au risque de change de son placement net dans ses activités américaines. Le gain ou la perte découlant des variations de la juste valeur du swap est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de 5 812 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2022 a été comptabilisée dans les AERE. Activités au Chili La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Chili. Les activités chiliennes de la société sont résolues à utiliser le peso chilien comme monnaie fonctionnelle. La dette à long terme chilienne utilisée pour financer les activités est libellée en unidad de fomento du Chili.
		iv)	Autres dérivés
			Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer l’exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation. Pour ce qui est des dérivés non désignés comme couvertures, les variations de la juste valeur sont immédiatement comptabilisées en résultat. Le tableau suivant présente l’incidence sur les états des résultats consolidés intermédiaires non audités des instruments financiers dérivés non désignés comme couvertures :
				Trois mois clos les 31 mars
				2022		2021
			Variation de la perte latente sur instruments financiers dérivés :
	Contrats dérivés sur l’énergie				(751) $	(322) $
			Variation totale de la perte latente sur instruments financiers dérivés					(751) $	(322) $
			Gain réalisé sur instruments financiers dérivés :
	Contrats dérivés sur l’énergie				306		163
			Total du gain réalisé sur les instruments financiers dérivés					306 $	163 $
			Perte sur instruments financiers dérivés non comptabilisés comme
	des couvertures				(445)	(159)
			Amortissement des gains sur le cumul des AERE gelés par suite
	de la fin de la désignation de la couverture				696		1 248
								251 $	1 089 $
			Montants comptabilisés dans les états des résultats consolidés :
	Gain sur les instruments financiers dérivés				251 $	1 089 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 2022 et 2021
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.	Instruments financiers (suite) c)
		Gestion des risques Dans le cours normal de ses activités, la société est exposée à des risques financiers qui peuvent avoir une incidence sur ses résultats d’exploitation. El e a recours à des stratégies de gestion des risques afin d’atténuer autant que possible ces risques de façon économique. Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer l’exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation. La présente note donne des informations sur la nature et l’étendue de l’exposition de la société aux risques liés aux instruments financiers, y compris le risque de crédit et le risque de liquidité, ainsi que sur la façon dont el e gère ces risques.
22.		Chiffres correspondants Certains des chiffres correspondants ont été reclassés pour que leur présentation soit conforme à la présentation adoptée pour la période considérée.