Enhanced Investments - Financial Portal

Published: 2021-08-12

États financiers consolidés intermédiaires non audités de Algonquin Power & Utilities Corp. Pour les trois mois et les six mois clos les 30 juin 2021 et 2020


Algonquin Power & Utilities Corp. États des résultats consolidés intermédiaires non audités
	Trois mois clos les	Six mois clos les
(en mil iers de dol ars américains, sauf les montants par action)	30 juin	30 juin
	2021		2020	2021	2020
Produits
								Distribution d’électricité à tarifs réglementés		280 284 $	163 599 $	614 617 $	344 298 $
								Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés	93 104		78 643	292 101	263 237
								Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés	58 042		34 883	112 592	62 722
								Ventes d’énergie à tarifs non réglementés	77 890		59 924	108 673	126 235
								Autres produits	18 203		6 589	34 082			12 047
						527 523	343 638	1 162 065	808 539
Charges
								Exploitation	169 978		122 938	351 139	249 672
								Achats d’électricité à tarifs réglementés	118 892	42 815	288 291	100 048
								Achats de gaz naturel à tarifs réglementés	26 105		19 307	99 486			82 920
								Achats d’eau à tarifs réglementés	3 406		3 236	6 148			5 487
								Achats d’énergie à tarifs non réglementés	6 061		2 741	13 989			6 745
								Frais d’administration	18 226		17 885	33 765			34 719
								Amortissement	98 161		75 667	195 600	154 547
								Perte (gain) de change	1 283		(24)	2 145			(4 694)
						442 112	284 565	990 563	629 444
Bénéfice d’exploitation	85 411		59 073	171 502	179 095
Intérêts débiteurs	(58 182)		(44 818)	(107 762)	(91 066)
Produit tiré des placements à long terme (note 6)	60 506		334 809	9 999			172 148
Autres pertes nettes (note 16)	(1 813)		(26 940)	(10 197)			(27 830)
Coûts des prestations de retraite et des avantages complémentaires
de retraite non liés au service (note 8)	(3 861)		(3 617)	(7 545)			(6 973)
Gain (perte) sur les instruments financiers dérivés (note 21 b) iv))	(1 354)		1 389	(265)			1 446
Bénéfice avant impôts sur les bénéfices	80 707		319 896	55 732			226 820
Recouvrement (charge) d’impôts (note 15)
								Impôts exigibles	(3 864)		(2 022)	(7 239)			(6 109)
								Impôts reportés	8 059		(44 896)	33 072			(27 106)
	4 195		(46 918)	25 833			(33 215)
Bénéfice net	84 902		272 978	81 565			193 605
Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle (note 14)
Participations ne donnant pas le contrôle	20 937		16 634	40 902			35 976
Participations ne donnant pas le contrôle détenues par une partie liée	(2 617)		(3 393)	(5 298)			(7 159)
							18 320 $		13 241 $	35 604 $			28 817 $
Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’Algonquin
Power & Utilities Corp.							103 222 $	286 219 $	117 169 $	222 422 $
Dividendes sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 12)	2 276		2 017	4 490			4 157
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires d’Algonquin Power &
Utilities Corp.													100 946 $	284 202 $	112 679 $	218 265 $
Bénéfice net de base par action (note 17)							0,16 $		0,54 $	0,19 $			0,41 $
Bénéfice net dilué par action (note 17)							0,16 $		0,53 $	0,18 $			0,41 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. États du résultat étendu consolidés intermédiaires non audités
	Trois mois clos les		Six mois clos les
(en mil iers de dol ars américains)		30 juin	30 juin
	2021			2020	2021	2020
Bénéfice net						84 902 $	272 978 $				81 565 $		193 605 $
Autres éléments du résultat étendu (« AERE ») :
							Écart de conversion, déduction faite du
							recouvrement d’impôts respectivement de
							822 $ et 1 359 $ (recouvrement d’impôts de
							2 921 $ et charge d’impôts de 2 782 $ en
							2020) (notes 21 b) i i) et 21 b) iv))	(2 995)	8 573	(3 268)		(28 057)
							Variation de la juste valeur des couvertures de
							flux de trésorerie, déduction faite du
							recouvrement d’impôts respectivement de
							12 969 $ et 10 283 $ (recouvrement
							d’impôts respectivement de 2 302 $ et
							7 389 $ en 2020) (note 21 b) i ))	(31 791)	(6 213)	(24 147)		(20 301)
							Variation des prestations de retraite et des
							avantages complémentaires de retraite,
							déduction faite de la charge d’impôts
							respectivement de 196 $ et 335 $ (charge
							d’impôts de 22 $ et recouvrement d’impôts
							de 9 $ en 2020) (note 8)	545	55	2 165		(21)
AERE, déduction faite des impôts	(34 241)			2 415	(25 250)	(48 379)
Résultat étendu	50 661			275 393	56 315	145 226
Résultat étendu attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle	(16 776)			(11 295)	(33 675)	(32 931)
Résultat étendu attribuable aux actionnaires
d’Algonquin Power & Utilities Corp.						67 437 $	286 688 $				89 990 $		178 157 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)
			30 juin	31 décembre
			2021			2020
ACTIF
Actif à court terme :
					Trésorerie et équivalents de trésorerie	203 514 $	101 614 $
					Débiteurs, montant net (note 4)	324 863	325 887
					Gaz naturel et carburant stockés	24 638	30 567
					Stock de fournitures et de matières consommables	108 485	104 078
					Actifs réglementaires (note 5)	100 601	63 042
					Charges payées d’avance	63 547	49 640
					Instruments dérivés (note 21)	7 280	13 106
					Autres actifs	8 525	7 266
			841 453	695 200
Immobilisations corporel es, montant net	10 905 273	8 241 838
Actifs incorporels, montant net			112 041	114 913
Goodwill	1 210 456	1 208 390
Actifs réglementaires (note 5)	1 014 497			782 429
Placements à long terme (note 6)
					Placement à la juste valeur	1 929 128	1 839 212
					Autres placements à long terme	303 020	214 583
Instruments dérivés (note 21)			24 981	39 001
Impôts reportés			25 957	21 880
Autres actifs			86 845	66 703
	16 453 651 $ 13 224 149 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités (suite)
(en mil iers de dol ars américains)
	30 juin	31 décembre
			2021	2020
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme :
					Créditeurs		167 465 $	192 160 $
					Charges à payer	338 495	369 530
					Dividendes à payer (note 12)	105 306			92 720
					Passifs réglementaires (note 5)	34 256			38 483
					Dette à long terme (note 7)	517 038	139 874
					Autres obligations à long terme (note 9)	154 161			72 748
					Instruments dérivés (note 21)	31 954			41 980
					Autres passifs	10 052			7 901
	1 358 727	955 396
Dette à long terme (note 7)	6 105 325	4 398 596
Passifs réglementaires (note 5)	546 374	563 035
Impôts reportés	546 159	568 644
Instruments dérivés (note 21)	50 801			68 430
Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires
de retraite	325 704	341 502
Autres obligations à long terme (note 9)	547 995	339 181
	9 481 085	7 234 784
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables
					Participations ne donnant pas le contrôle rachetables, détenues
					par une partie liée (note 13 b))	306 567	306 316
					Participations ne donnant pas le contrôle rachetables	16 952			20 859
						323 519	327 175
Capitaux propres :
					Actions privilégiées	184 299	184 299
					Actions ordinaires (note 10 a))	5 251 808	4 935 304
					Surplus d’apport	—	60 729
					Bénéfices non répartis (déficit)	(205 764)			45 753
					Cumul des autres éléments du résultat étendu (« AERE ») (note 11)	(56 057)	(22 507)
					Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires
					d’Algonquin Power & Utilities Corp.	5 174 286	5 203 578
					Participations ne donnant pas le contrôle
					Participations ne donnant pas le contrôle	1 422 992	399 487
					Participations ne donnant pas le contrôle détenues par une partie liée (note 13 c))	51 769			59 125
						1 474 761	458 612
					Total des capitaux propres	6 649 047	5 662 190
Engagements et éventualités (note 19)
Événements postérieurs à la date du bilan (notes 6, 10 13 a) et 19 a))
	16 453 651 $ 13 224 149 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp.
État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains) Pour les trois mois clos le 30 juin 2021
	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
				Participations
		Actions	Actions	Surplus		Cumul	ne donnant pas
		ordinaires	privilégiées	d’apport	Déficit	des AERE	le contrôle	Total
Solde au 31 mars 2021		5 092 691 $	184 299 $	59 631 $	(40 330) $	(20 272) $	678 642 $ 5 954 661 $
Bénéfice net (perte nette)						—	—	—	103 222						—	(18 320)	84 902
Incidence des participations
ne donnant pas le contrôle
rachetables non comprises
dans les capitaux propres
(note 14)						—	—	—		—	—		(910)	(910)
AERE						—	—	—		—	(35 785)	1 544	(34 241)
Dividendes déclarés et
distributions aux
participations ne donnant
pas le contrôle						—	—	—	(84 427)						—	(7 166)	(91 592)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du
régime de réinvestissement
des dividendes		23 557					—	—	(23 557)						—	—			—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle
(note 3 a) et c))						—	—	—		—	—	820 971	820 971
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures
convertibles		16					—	—		—	—	—					16
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’un appel
public à l’épargne, moins
les coûts		133 801					—	—		—	—	—	133 801
Paiements d’ajustement
relatifs au contrat (note 7 a))						—	—	(62 240)	(160 138)						—	—	(222 378)
Actions ordinaires émises en
vertu du régime d’achat
d’actions à l’intention
des employés		1 256					—	—		—	—	—					1 256
Rémunération à base d’actions						—	—	3 513								—	—	—		3 512
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’attributions
à base d’actions		487					—	(904)	(534)						—	—			(952)
Solde au 30 juin 2021		5 251 808 $	184 299 $								— $ (205 764) $	(56 057) $ 1 474 761 $ 6 649 047 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains) Pour les trois mois clos le 30 juin 2020
	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
				Participations
		Actions	Actions	Surplus		Cumul	ne donnant pas
		ordinaires	privilégiées	d’apport	Déficit	des AERE	le contrôle	Total
Solde au 31 mars 2020		4 050 902 $	184 299 $	41 332 $ (521 314) $		(54 495) $	503 344 $ 4 204 068 $
Bénéfice net (perte nette)						—	—	—	286 219					—	(13 241)	272 978
Participations ne donnant pas
le contrôle rachetables non
comprises dans les capitaux
propres (note 14)						—	—	—		—	—	(1 637)	(1 637)
AERE						—	—	—		—	469	1 946	2 415
Dividendes déclarés et
distributions aux
participations ne donnant
pas le contrôle						—	—	—	(76 992)					—	(7 151)	(84 143)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du
régime de réinvestissement
des dividendes		8 871					—	—	(8 871)					—	—				—
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures
convertibles		118 300					—	—		—	—	—	118 300
Actions ordinaires émises en
vertu du régime d’achat
d’actions à l’intention des
employés		1 165					—	—		—	—	—				1 165
Rémunération à base d’actions						—	—	11 056							—	—	—	11 056
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’attributions
à base d’actions		2 127					—	(554)	(2 446)					—	—				(873)
Solde au 30 juin 2020		4 181 365 $	184 299 $	51 834 $ (323 404) $		(54 026) $	483 261 $ 4 523 329 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp.
État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains) Pour les six mois clos le 30 juin 2021
	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
						Participations
		Actions	Actions			Surplus	Bénéfices non	Cumul	ne donnant pas
		ordinaires	privilégiées			d’apport	répartis (déficit)	des AERE	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)								—	—	—	117 169					—	(35 604)	81 565
Incidence des participations
ne donnant pas le contrôle
rachetables non comprises
dans les capitaux propres
(note 14)								—	—	—		—	—	(1 873)	(1 873)
AERE								—	—	—		—	(27 179)	1 929	(25 250)
Dividendes déclarés et
distributions aux
participations ne donnant
pas le contrôle								—	—	—	(158 604)					—	(13 367)	(171 971)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du
régime de réinvestissement
des dividendes		46 208							—	—	(46 208)					—	—				—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle
(note 3)								—	—	6 919							—	(6 371)	1 035 923	1 036 471
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures
convertibles		16							—	—		—	—	—				16
Actions ordinaires émises dans
le cadre d’un appel public à
l’épargne, déduction faite
des coûts		261 228							—	—		—	—	—	261 228
Paiements d’ajustement relatifs
au contrat (note 7 a))								—	—	(62 240)	(160 138)					—	—	(222 378)
Actions ordinaires émises en
vertu du régime d’achat
d’actions à l’intention des
employés		2 572							—	—		—	—	—				2 572
Rémunération à base d’actions								—	—	5 074							—	—	—			5 074
Actions ordinaires émises dans
le cadre d’attributions à base
d’actions		6 480							—	(10 482)	(3 736)					—	—				(7 738)
Participation ne donnant pas le
contrôle liée à une acquisition
d’actifs (note 3 a))								—	—	—		—	—	29 141	29 141
Solde au 30 juin 2021		5 251 808 $	184 299 $										— $ (205 764) $	(56 057) $ 1 474 761 $ 6 649 047 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités

(en mil iers de dol ars américains) Pour les six mois clos le 30 juin 2020
	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
					Participations
		Actions	Actions		Surplus		Cumul	ne donnant pas
		ordinaires	privilégiées		d’apport	Déficit	des AERE	le contrôle	Total
Solde au 31 décembre 2019 4 017 044 $	184 299 $		50 579 $ (367 107) $	(9 761) $	531 541 $ 4 406 595 $
Bénéfice net (perte nette)							—	—	—	222 422					—	(28 817)	193 605
Participations ne donnant pas
le contrôle rachetables non comprises dans les capitaux propres (note 14)
							—	—	—		—	—	(3 684)	(3 684)
AERE							—	—	—		—	(44 265)	(4 114)	(48 379)
Dividendes déclarés et
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle
							—	—	—	(136 811)					—	(15 036)	(151 847)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du régime de réinvestissement des dividendes
		25 822						—	—	(25 822)					—	—				—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle							—	—	—		—	—	3 371	3 371
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures convertibles
		12						—	—		—	—	—				12
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’un appel public à l’épargne, moins les coûts
		118 300						—	—		—	—	—	118 300
Actions ordinaires émises en
vertu du régime d’achat d’actions à l’intention des employés
		1 958						—	—		—	—	—				1 958
Rémunération à base d’actions							—	—	12 509							—	—	—	12 509
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’attributions à base d’actions
		18 229						—	(11 254)	(16 086)					—	—				(9 111)
		4 181 365 $	184 299 $		51 834 $ (323 404) $		(54 026) $	483 261 $ 4 523 329 $
Solde au 30 juin 2020
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.


Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés intermédiaires non audités
(en mil iers de dol ars américains)	Trois mois clos les 30 juin	Six mois clos les 30 juin
	2021		2020	2021	2020
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
Activités d’exploitation
								Bénéfice net		84 902 $		272 978 $	81 565 $		193 605 $
								Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
								Amortissement	98 161		75 667	195 600		154 547
								Impôts reportés	(8 059)		44 896	(33 072)		27 106
								Perte latente (gain latent) sur les instruments financiers dérivés	1 141		(1 940)	198		(2 179)
								Charge de rémunération à base d’actions	3 189		9 997	4 386		11 640
								Coût des fonds de capitaux propres utilisés aux fins de
									la construction	(140)		(1 036)	(131)		(2 037)
								Variation de la valeur de placements comptabilisés à la
									juste valeur	(27 342)		(309 725)	44 402		(118 967)
								Charges liées aux régimes de retraite et d’avantages
									complémentaires de retraite en excédent (en deçà) des
									cotisations	(2 390)		(1 599)	(6 048)		2 784
								Distributions reçues de placements comptabilisés à la valeur de
									consolidation, déduction faite des produits	1 374		1 258	6 911		2 072
								Autres	4 282		(131)	6 300		(2 141)
								Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 20)	(51 829)		52 569	(440 346)		(56 629)
	103 289		142 934	(140 235)	209 801
Activités de financement
								Augmentation de la dette à long terme	4 405 745		603 925	6 928 966		1 336 655
								Remboursement de la dette à long terme	(4 790 743)	(688 219)				(6 537 824)	(1 073 168)
								Émission d’actions ordinaires, moins les coûts	137 941		119 492	266 684		120 257
								Dividendes en espèces sur actions ordinaires	(70 769)		(65 236)	(140 777)		(122 568)
								Dividendes sur actions privilégiées	(2 276)		(2 017)	(4 490)		(4 157)
								Apports des participations ne donnant pas le contrôle et des
								participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 3 a) et c))	698 011		2 649	908 684		2 649
								Apports en espèces des participations ne donnant pas le contrôle
								fondés sur la production	—							—	4 832	3 371
								Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle d’une
								partie liée (note 13 b) et c))	(6 976)		(8 405)	(13 958)		(15 912)
								Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(2 910)		(3 148)	(3 998)		(7 225)
								Produit du règlement de dérivés	—							—	(33 782)		—
								Actions remises pour financer les retenues d’impôts à l’exercice
								d’options sur actions	(4 243)		(4 644)	(5 052)		(4 644)
								Augmentation des autres obligations à long terme	239 771		4 801	278 645		7 201
								Diminution des autres obligations à long terme	(2 812)		(3 054)	(3 304)		(5 026)
	600 739		(43 856)	1 644 626	237 433
Activités d’investissement
								Acquisitions d’immobilisations corporel es et d’actifs incorporels	(407 743)		(186 407)	(703 132)		(342 309)
								Augmentation des placements à long terme	(201 179)		(44 078)	(668 385)		(105 167)
								Acquisitions d’entités en exploitation	—		(7 285)	—		(3 051)
								Augmentation des autres actifs	(27 405)		(2 398)	(27 852)		(7 764)
								Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets
								d’aménagement à recevoir	—		1 239	—		10 954
								Produit de la vente d’actifs à long terme	—							—	4 344	415
	(636 327)		(238 929)			(1 395 025)	(446 922)
Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie
soumise à restrictions	477		2 730	527	(1 750)
Augmentation (diminution) de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et
de la trésorerie soumise à restrictions	68 178		(137 121)	109 893	(1 438)
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au
début de la période	171 733		222 955	130 018	87 272
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la
fin de la période					239 911 $		85 834 $	239 911 $		85 834 $


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 30 juin	Six mois clos les 30 juin
	2021		2020	2021	2020
Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Trésorerie versée au cours de la période au titre des intérêts débiteurs						55 964 $	54 781 $	112 325 $		99 588 $
Trésorerie versée au cours de la période au titre des impôts sur les bénéfices	2 660 $		877 $	1 675 $	1 924 $
Trésorerie reçue au cours de la période au titre des distributions de
placements comptabilisés à la valeur de consolidation						35 855 $	24 906 $	62 641 $		50 341 $
Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
Acquisitions d’immobilisations corporel es dans les charges à payer						149 069 $	51 634 $	149 069 $		51 634 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement
des dividendes et des régimes de rémunération à base d’actions						25 300 $	12 165 $	55 260 $		46 012 $
Émission d’actions ordinaires à la conversion des débentures convertibles						16 $			— $	16 $	12 $
Cession d’immobilisations corporelles, d’actifs incorporels et de charges à
payer en échange du bil et à recevoir						604 $			— $	87 732 $	— $

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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, aux Bermudes, au Chili et au Canada; le groupe Énergies renouvelables possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés.
1.			Principales méthodes comptables
		a)	Base d’établissement
	Les états financiers consolidés 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 2020 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 divers 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 habituellement 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 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 », les montants libellés en unidad de fomento du Chili sont accompagnés du symbole « CLF » ou de la mention « unidad de fomento », et les montants libellés en dollars bermudiens sont accompagnés du symbole « BMD » ou de la mention « dollars bermudiens » immédiatement après le montant présenté.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

2.		Prises de position en comptabilité publiées récemment
		a)	Prises de position en comptabilité adoptées récemment
	Le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») a publié l’ASU 2020-01, Investments – Equity Securities (Topic 321), Investments – Equity Method and Joint Ventures (Topic 323), and Derivatives and Hedging (Topic 815): Clarifying the Interactions between Topic 321, Topic 323, and Topic 815 qui traite du foisonnement de pratiques de comptabilisation de certains titres de capitaux propres lors de l’application ou de l’abandon de la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation et de certaines considérations relatives à l’étendue des contrats à terme et des options achetées. 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 2019-12, Income Taxes (Topic 740): Simplifying the Accounting for Income Taxes afin de réduire la complexité des normes comptables de façon générale. La mise à jour élimine certaines exceptions aux principes généraux énoncés dans le Topic 740, Income Taxes et apporte des modifications visant à améliorer l’application uniforme d’autres aspects du Topic 740. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités.
		b)	Directives comptables récentes n’ayant pas encore été adoptées
	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. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2021. La société évalue actuel ement l’incidence de l’adoption de cette mise à jour. 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. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2021. La société évalue actuel ement l’incidence de l’adoption de cette mise à jour. 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’al éger 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. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour toutes les entités à compter du 12 mars 2020 jusqu’au 31 décembre 2022. 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. La société évalue actuel ement l’incidence de la réforme des taux de référence et de l’adoption de cette mise à jour.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

3.		Acquisitions d’entreprises et d’actifs
		a)	Acquisition des centrales éoliennes du Midwest En 2019, The Empire District Electric Company (« Empire Electric System »), une filiale en propriété exclusive de la société, a conclu des ententes visant l’acquisition, lorsqu’ils seront achevés, de trois parcs éoliens produisant jusqu’à 600 MW d’énergie éolienne, situés dans les comtés de Barton, Dade, Lawrence et Jasper au Missouri et de Neosho, au Kansas (col ectivement, les « centrales éoliennes du Midwest »). En novembre 2019, Liberty Utilities Co, une filiale en propriété exclusive de la société, a acquis une participation dans les entités qui détiennent North Fork Ridge et Kings Point, les deux projets éoliens du Missouri, et, en partenariat avec un promoteur tiers, a poursuivi l’aménagement et la construction de ces projets jusqu’à l’acquisition par Empire Electric System après leur achèvement. La société a comptabilisé sa participation dans ces deux projets à la valeur de consolidation (note 6 b)). En novembre 2019, un contrat donnant droit à des avantages fiscaux a été conclu pour le projet éolien de Neosho Ridge au Kansas et, en décembre 2020, des contrats donnant droit à des avantages fiscaux ont été conclus pour North Fork Ridge et Kings Point. Ces contrats prévoient que les parts de société en commandite de catégorie A seront détenues par des investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux qui recevront la plupart des avantages fiscaux associés aux centrales éoliennes du Midwest. Parallèlement à la conclusion des ententes donnant droit à des avantages fiscaux en décembre 2020, la centrale éolienne North Fork Ridge a commencé à être exploitée commercialement et les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni le financement initial de 29 446 $. Les centrales éoliennes Kings Point et Neosho Ridge ont commencé leurs activités commerciales en 2021. En 2021, Empire Electric System a fait l’acquisition de l’ensemble des centrales éoliennes du Midwest pour lesquelles elle a versé aux promoteurs tiers une contrepartie totale de 97 004 $, obtenant ainsi le contrôle des centrales. Après l’acquisition, les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni du financement additionnel de 530 880 $, et des prêts à des tiers pour la construction de 789 923 $ ont été remboursés. La société a comptabilisé ces transactions comme des acquisitions d’actifs, puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables semblables. Le tableau qui suit résume la répartition du total des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :
			Centrales
			éoliennes du
			Midwest
	Fonds de roulement			(28 630) $
	Immobilisations corporelles		1 136 390
	Dette à long terme		(789 804)
	Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations		(27 053)
	Passif d’impôts reportés		(2 969)
	Autres passifs		(104 129)
	Participation ne donnant pas le contrôle (investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux)		(29 141)
	Total des actifs nets acquis		154 664
	Trésorerie et équivalents de trésorerie		15 860
	Actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie			138 804 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

3.		Acquisitions d’entreprises et d’actifs (suite)
		b)	Centrale solaire Altavista
	Jusqu’en avril 2021, la société détenait une participation de 50 % dans Altavista Solar SponsorCo, LLC, une entité qui détient indirectement une centrale solaire de 80 MW dans le comté de Campbell, en Virginie. En avril 2021, la société a acquis la participation résiduelle de 50 % dans Altavista pour un montant de 6 735 $ et a ainsi obtenu le contrôle de l’installation. Après l’acquisition, le prêt à des tiers pour la construction de 122 024 $ a été remboursé. La société a comptabilisé la transaction comme une acquisition d’actifs, puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables semblables. Le tableau qui suit résume la répartition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition de la centrale solaire :
				Centrale
				solaire
				Altavista
	Fonds de roulement				870 $
	Immobilisations corporelles				138 343
	Dette à long terme				(122 024)
	Passif d’impôts reportés				(421)
	Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations				(3 332)
	Total des actifs nets acquis				13 436
	Trésorerie et équivalents de trésorerie				33
	Actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie				13 403 $
		c)	Centrale éolienne Maverick Creek et centrale éolienne Sugar Creek
	Jusqu’en janvier 2021, la société détenait des participations de 50 % dans Maverick Creek Wind SponsorCo, LLC et AAGES Sugar Creek Wind, LLC (note 6). Ces deux entités détiennent indirectement des projets d’aménagement éolien respectivement de 492 MW et de 202 MW dans les États du Texas et de l’Illinois (la « centrale éolienne Maverick Creek » et la « centrale éolienne Sugar Creek »). En janvier 2021, la société a acquis les participations de 50 % restantes dans Maverick Creek Wind SponsorCo, LLC et AAGES Sugar Creek Wind, LLC pour 43 797 $ et a obtenu le contrôle des centrales. Une tranche de 18 641 $ de la contrepartie était retenue et demeurait payable au 30 juin 2021. La société a comptabilisé les transactions à titre d’acquisitions d’actifs, puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables similaires.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

3.		Acquisitions d’entreprises et d’actifs (suite) c)
	Centrale éolienne Maverick Creek et centrale éolienne Sugar Creek (suite) Le tableau qui suit résume la répartition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition des deux centrales éoliennes. Les prêts totalisant 87 035 $ entre la société et les sociétés à responsabilité limitée ont été traités comme une contrepartie supplémentaire engagée pour acquérir les sociétés à responsabilité limitée.
			Maverick Creek et
				Sugar Creek
	Fonds de roulement			(15 557) $
	Immobilisations corporelles			1 068 708
	Dette à long terme			(855 409)
	Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations			(23 402)
	Passif d’impôts reportés				(6 431)
	Instruments dérivés				7 575
	Total des actifs nets acquis			175 484
	Trésorerie et équivalents de trésorerie				4 241
	Actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie			171 243 $
	Les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni un financement respectivement de 73 957 $ et de 380 829 $ à la centrale éolienne Sugar Creek et à la centrale éolienne Maverick Creek au cours de la période de six mois close le 30 juin 2021, et les prêts à des tiers pour la construction respectivement de 284 829 $ et de 570 580 $ ont été remboursés après l’acquisition des participations de 50 % restantes dans les centrales.
		d)	Acquisition d’Empresa de Servicios Sanitarios de Los Lagos S.A. La société a clôturé l’acquisition de 94 % des actions en circulation d’Empresa de Servicios Sanitarios de Los Lagos S.A. (« ESSAL ») en octobre 2020 pour un prix d’acquisition total de 162 086 $. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, des ajustements ont été apportés à la juste valeur des charges à payer et de la dette à long terme, déduction faite des impôts, entraînant une augmentation nette de 3 183 $ (2 534 109 CLP), déduction faite des impôts, et une augmentation de l’écart d’acquisition du même montant. En janvier 2021, la société a vendu une participation de 32 % dans Eco Acquisitionco SpA, la société de portefeuille dans laquelle la participation d’AQN dans ESSAL est détenue, à un tiers pour une contrepartie totale de 51 750 $. Cela représente une participation de 30 % de la participation totale dans ESSAL, qui s’est traduite par une augmentation correspondante des participations ne donnant pas le contrôle. Cette transaction n’a engendré aucun gain ni aucune perte. À la suite de cette transaction, AQN détient environ 64 % des actions en circulation d’ESSAL et continue de consolider les activités d’ESSAL.
4.			Débiteurs Au 30 juin 2021, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 68 672 $ (91 538 $ au 31 décembre 2020) attribuables aux services publics à tarifs réglementés de la société. Au 30 juin 2021, les débiteurs étaient comptabilisés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 29 031 $ (29 506 $ au 31 décembre 2020).

Algonquin Power & Utilities Corp.

Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités

30 juin 2021 et 2020

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

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.

Service public

État, province ou

Type de procédure

Détails

pays

réglementaire

BELCO

Bermudes

Révision générale des

Le 7 mai 2021, l’organisme de réglementation des

tarifs

Bermudes a rendu une décision finale, approuvant un coût

du capital moyen pondéré (« CCMP ») de 7,5 % et

autorisant des produits de 211 432 $, dont 13 426 $ de

produits réalisés à percevoir sur 5 ans à un CCMP

minimum de 7,5 %. Les nouveaux tarifs sont entrés en

vigueur le 1er juin 2021.

EnergyNorth Gas

New Hampshire

Révision générale des

EnergyNorth Gas System est parvenu à un accord de

System

tarifs

principe concernant sa demande déposée en juil et 2020

relativement à une augmentation permanente des

produits annuels. L’accord prévoit une augmentation de

1 300 $ des produits de distribution à compter du

1er août 2021 en excédent de l’augmentation temporaire

précédemment autorisée (augmentation totale de

7 600 $), un ajustement par étape de 4 000 $ également

à compter du 1er août 2021, une deuxième augmentation

par étape de 3 200 $ à compter du 1er août 2022 et un

mécanisme de rapprochement des impôts fonciers. Une

ordonnance sur l’accord de règlement a été rendue le

30 juillet 2021. Cette ordonnance autorise l’accord de

règlement, en attendant la présentation d’information

supplémentaire et la tenue d’une audience dans le cadre

de l’ajustement par étape de 4 000 $ pour 2021. En raison

de l’ordonnance, les augmentations de tarifs sont entrées

en vigueur le 1er août 2021, à l’exception de l’ajustement

par étape de 2021, qui devrait entrer en vigueur au

quatrième trimestre de 2021 une fois l’autorisation

obtenue de l’organisme de réglementation. Une

ordonnance distincte sur le recouvrement des coûts

litigieux de Granite Bridge est attendue d’ici octobre 2021.

Divers

Révision générale des

Approbation d’une hausse des tarifs d’environ 340 $ pour

tarifs

une entreprise de services publics de traitement des

eaux usées.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

5.		Questions réglementaires (suite) Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants :
	30 juin		31 décembre
			2021		2020
		Actifs réglementaires
		Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible a)	283 941		18 094
		Centrale hors service	188 586		194 192
		Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	172 501		178 403
		Mécanisme d’ajustement des tarifs	102 500		99 853
		Remédiation environnementale	86 058		87 308
		Impôts sur les bénéfices	80 778		77 730
		Prime sur la dette	33 277		35 688
		Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	26 047		26 400
		Coûts capitalisés reportés	42 376		34 398
		Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations	26 955		26 546
		Gestion des feux de forêt et de la végétation	25 891		22 736
		Contrat d’entretien à long terme	11 920		14 405
		Frais afférents aux demandes de révision de tarifs	6 872			8 054
		Autres	27 396		21 664
		Total des actifs réglementaires		1 115 098 $		845 471 $
		Moins les actifs réglementaires à court terme	(100 601)		(63 042)
		Actifs réglementaires à long terme		1 014 497 $		782 429 $

		Passifs réglementaires
		Impôts sur les bénéfices		310 914 $		322 317 $
		Coûts d’enlèvement	197 616		200 739
		Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	32 320		26 311
		Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible	5 086		20 136
		Mécanisme d’ajustement des tarifs	1 598			5 214
		Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	14 658		10 440
		Compensation de la base tarifaire	6 053			6 874
		Autres	12 385			9 487
		Total des passifs réglementaires		580 630 $		601 518 $
		Moins les passifs réglementaires à court terme	(34 256)		(38 483)
		Passifs réglementaires à long terme		546 374 $		563 035 $
		a)	Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible En février 2021, les activités de la société ont subi l’incidence de la tempête hivernale extrême au centre des États-Unis (l’« événement météorologique extrême du Midwest »). En raison de l’événement météorologique extrême du Midwest, la société a engagé des coûts additionnels liés aux marchandises dans une période de prix records et de consommation élevée. La société s’est dotée de mécanismes liés aux coûts des marchandises permettant le recouvrement de charges engagées avec prudence. La société a déposé une demande auprès des organismes de réglementation du Missouri visant l’approbation de traiter les coûts additionnels liés au combustible engagés de la même façon que les coûts du combustible habituel ement transférés aux clients et proposant de prolonger la période de recouvrement afin de réduire l’incidence sur les factures des clients.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

6.			Placements à long terme Les placements à long terme comprenaient ce qui suit :
	30 juin		31 décembre
			2021			2020
		Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur
		Atlantica a)			1 822 400 $			1 706 900 $
		Entente de souscription d’actions d’Atlantica a)			—	20 015
		Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	104 229			110 514
		Autres	2 499						1 783
					1 929 128 $			1 839 212 $

		Autres placements à long terme
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation b)			264 251 $			186 452 $
		Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités comptabilisées à
							la valeur de consolidation b)	7 962			22 912
		Autres c)	30 807						5 219
					303 020 $			214 583 $
		Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin comprenaient ce qui suit :
			Trois mois clos les 30 juin	Six mois clos les 30 juin
			2021	2020		2021			2020
		Profit (perte) de réévaluation à la juste valeur des
		placements comptabilisés à la juste valeur
		Atlantica							28 888 $ 305 606 $	(35 545) $ 120 212 $
		Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.							(1 948)								2 897	(9 259)	(1 245)
		Autres							402								1 339			402		117
									27 342 $ 309 842 $	(44 402) $ 119 084 $
		Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés
		des placements comptabilisés à la juste valeur
		Atlantica							21 054 $	18 426 $		41 618 $			36 852 $
		Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.							4 376								4 813			8 721		8 717
		Autres							315								1 065			315		2 113
									25 745 $	24 304 $		50 654 $			47 682 $
		Autres placements à long terme
		Quote-part de la perte de placements
							comptabilisés à la valeur de consolidation		(2 816)		(1 326)			(8 370)		(2 124)
		Intérêts créditeurs et autres produits							10 235								1 989	12 117			7 506
									60 506 $ 334 809 $				9 999 $ 172 148 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

6.		Placements à long terme (suite)
		a)	Participation dans Atlantica AAGES (AY Holdings) B. V. (« AY Holdings »), une entité contrôlée et consolidée par AQN, détenait une participation d’environ 44,2 % (44,2 % au 31 décembre 2020) dans Atlantica Sustainable Infrastructure PLC (« Atlantica »). AQN dispose de la souplesse voulue, sous réserve de certaines conditions, pour accroître sa participation dans Atlantica jusqu’à concurrence de 48,5 %. Le 9 décembre 2020, la société a conclu une entente de souscription visant l’achat d’actions ordinaires additionnel es d’Atlantica au prix de 33,00 $ par action. Le contrat a été comptabilisé à titre de dérivé selon l’ASC 815, Derivatives and Hedging. Le 7 janvier 2021, la souscription a pris fin et la société a versé 132 688 $ en contrepartie de 4 020 860 actions d’Atlantica supplémentaires. Le coût total des actions s’est élevé à 1 167 444 $. La société comptabilise son placement dans Atlantica à la juste valeur, et les variations de la juste valeur sont inscrites dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités.
		b)	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 264 251 $ (186 452 $ au 31 décembre 2020), y compris des placements dans des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») de 18 623 $ (174 685 $ au 31 décembre 2020). Au cours du premier trimestre de 2021, la société a acquis une participation de 51 % dans trois centrales éoliennes auprès d’un portefeuille de quatre centrales éoliennes situées au Texas, pour 234 274 $. Par suite de la fin du trimestre le 12 août 2021, la société a acquis une participation de 51 % dans la quatrième centrale éolienne au prix de 110 069 $. Toutes les centrales ont atteint l’exploitation commerciale. La société ne détient pas le contrôle des entités et comptabilise donc sa participation de 51 % à la valeur de consolidation.

	Au cours du premier trimestre de 2021, la société a fait l’acquisition de la participation résiduelle de 50 % dans les centrales éoliennes Sugar Creek et Maverick Creek, pour 43 797 $, obtenant ainsi le contrôle des centrales (note 3 c)). Au cours du premier semestre de 2021, Empire Electric System a fait l’acquisition des centrales éoliennes North Fork Ridge et Kings Point, pour une contrepartie totale versée à des tiers de 31 297 $, obtenant ainsi le contrôle des centrales (note 3 a)). Au cours du deuxième trimestre de 2021, la société a fait l’acquisition de la participation résiduelle de 50 % dans Altavista, un projet d’énergie solaire de 80 MW dans le comté de Campbel , en Virginie, pour 6 735 $, obtenant ainsi le contrôle de la centrale (note 3 b)).

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

6.			Placements à long terme (suite) b)
	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)
	Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’AQN dans des sociétés à responsabilité limitée et des coentreprises importantes :
		30 juin		31 décembre
		2021		2020
	Total de l’actif				1 450 771 $ 3 201 967 $
	Total du passif				651 814		2 913 188
	Actif net				798 957 $	288 779 $
	Participation d’AQN dans les entités				214 979		141 666
	Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la
	quote-part sous-jacente dans les actifs netsa)				49 272		44 786
	Valeur comptable des placements d’AQN dans les entités				264 251 $	186 452 $
	a) L’écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la quote-part sous-jacente dans les actifs nets est
	principalement lié aux intérêts capitalisés pendant que les projets sont en construction, à la juste valeur des garanties fournies par la société à l’égard des placements, aux honoraires d’aménagement et aux coûts de transaction.
	À l’exception d’Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions (« AAGES B.V. »), les projets d’aménagement sont considérés comme des EDDV en raison du niveau de capitaux propres à risque et des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. La société a 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 30 juin 2021, 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, 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 30 juin 2021 se chiffrait à 821 $ (12 273 $ au 31 décembre 2020). Le tableau suivant résume l’information combinée sur les EDDV d’AQN :
		30 juin		31 décembre
		2021		2020
	Exposition maximale d’AQN à l’égard des EDDV
	Valeur comptable				18 623 $	174 685 $
	Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	7 818		21 804
	Garanties d’obligation de prestation et autres engagements pour le
	compte des EDDV	106 194		965 291
					132 635 $	1 161 780 $
	Les engagements sont présentés au montant brut, en supposant une valeur de recouvrement nul e pour les actifs des EDDV.

6.			Placements à long terme (suite)
			c)	Autres La société n’exerce plus d’influence notable sur sa participation de 20 % dans San Antonio Water System (« SAWS ») et a donc cessé d’utiliser la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation. Le placement est comptabilisé selon la méthode du coût appliquée prospectivement.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

7.			Dette à long terme La dette à long terme comprend ce qui suit :
			Taux d’intérêt
			nominal
			moyen	Valeur	30 juin	31 décembre
	Type d’emprunt		pondéré	Échéance			nominale	2021	2020
		Facilités de crédit renouvelables non
		garanties de premier rang					—	2021-2024			s. o.	567 814 $ 223 507 $
		Facilités de crédit bancaire non
		garanties de premier rang					—	2021-2031			s. o.	157 694					152 338
		Papier commercial					—	2021	s. o.	499 000					122 000
		Emprunts en dollars américains
		Billets non garantis de premier rang
		(unités de titres de capitaux propres
		verts) a)		1,18 %					2026 1 150 000 $	1 139 687								—
		Billets non garantis de premier rang	3,46 %	2022-2047 1 700 000 $	1 689 074						1 688 390
		Billets non garantis de premier rang
		relatifs aux services publics		6,34 %	2023-2035	142 000 $		156 392						157 212
		Obligations garanties de premier rang
		relatives aux services publics		4,71 %	2026-2044 556 224 $	555 957						561 494
		Emprunts en dol ars canadiens
		Billets non garantis de premier rang b)	3,81 %	2022-2050 1 400 669 $ CA 1 124 179					899 710
		Billets garantis de premier rang relatifs
		aux projets		10,21 %					2027 24 602 $ CA	19 850	20 315
		Emprunts en unidad de fomento chiliens
		Obligations non garanties de premier
		rang liées aux services publics										4,24 %	2028-2040		1 811	91 049	92 183
						6 000 696 $ 3 917 149 $
		Emprunts subordonnés en dol ars
		américains
		Billets non garantis subordonnés		6,50 %	2078-2079 637 500 $	621 667						621 321
							6 622 363 $ 4 538 470 $
		Moins la tranche échéant à moins
		d’un an			(517 038)						(139 874)
						6 105 325 $ 4 398 596 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

7.		Dette à long terme (suite) Des obligations à court terme de 371 117 $ 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. Activités de financement récentes : a)
	Billets non garantis de premier rang en dollars américains (unités de titres de capitaux propres verts)
	En juin 2021, la société a vendu 23 000 000 d’unités de titres de capitaux propres (les « unités de titres de capitaux propres verts ») pour un produit brut totalisant 1 150 000 $. Chaque unité de titres de capitaux propres verts a un montant déclaré de 50 $ et se compose d’un contrat visant l’achat d’actions ordinaires d’AQN (le « contrat d’achat d’actions ») et, initialement, d’une participation véritable indivise de 5 % dans un capital de 1 000 $ des billets de premier rang pouvant être recommercialisés de la société dont l’échéance est le 15 juin 2026. Les distributions annuel es totales sur les unités de titres de capitaux propres verts sont effectuées au taux de 7,75 %, composé d’intérêts sur les billets (1,18 % par année) et de paiements au titre du contrat d’achat d’actions (6,57 % par année). Le taux d’intérêt des billets sera ajusté à la suite d’une commercialisation réussie, ce qui devrait se produire en 2024. La valeur actualisée des paiements d’ajustement relatifs au contrat est estimée à 222 378 $ et est comptabilisée dans le surplus d’apport dans la mesure ou le solde du surplus d’apport et dans les bénéfices non répartis (déficit) pour la tranche restante. Le montant correspondant de 222 378 $ a été comptabilisé dans les autres passifs et sera désactualisé progressivement sur une période de trois ans (note 9). Conformément au contrat d’achat d’actions, le porteur doit, au plus tard le 15 juin 2024, acheter un certain nombre d’actions ordinaires d’AQN (les « actions ordinaires ») au montant de 50 $ en trésorerie, selon la valeur marchande applicable déterminée en fonction du cours moyen pondéré en fonction du volume des actions ordinaires pendant une période de 20 jours de Bourse se terminant le 14 juin 2024. Le taux de règlement minimal aux termes des contrats d’achat est de 2,7778 actions ordinaires, ce qui est environ égal au montant déclaré de 50 $ par unité de titres de capitaux propres verts, divisé par le seuil de plus-value du prix de 18 $ par action ordinaire. Le taux de règlement maximal aux termes des contrats d’achat est de 3,3333 actions ordinaires, ce qui est environ égal au montant déclaré de 50 $ par unité de titres de capitaux propres verts, divisé par 15 $ par action ordinaire. Le porteur d’unités de titres de capitaux propres verts remplira son obligation d’achat d’actions ordinaires au moyen du produit découlant de la recommercialisation réussie des billets, sauf si le porteur a choisi de régler le contrat d’achat au moyen du paiement d’espèces distinctes. La participation véritable indivise du porteur dans chaque billet a été donnée en gage à AQN afin de garantir l’obligation du porteur de souscrire les actions ordinaires aux termes du contrat d’achat d’actions connexe. Avant l’émission d’actions ordinaires, les contrats d’achat d’actions, s’ils ont un effet dilutif, seront comptabilisés dans le bénéfice dilué par action et calculés selon la méthode du rachat d’actions.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

7.			Dette à long terme (suite) b)
	Billets non garantis de premier rang en dol ars canadiens
	Le 15 février 2021, le groupe Énergies renouvelables a remboursé un billet non garanti de 150 000 $ CA à l’échéance. Paral èlement au remboursement, le groupe Énergies renouvelables a remboursé et réglé le swap de taux d’intérêt fixes sur devises (note 21 b) i i)). Le 9 avril 2021, le groupe Énergies renouvelables a émis des débentures non garanties de premier rang pour un montant de 400 000 $ CA portant intérêt au taux de 2,85 % et venant à échéance le 15 juillet 2031. Les billets ont été vendus au prix de 999,92 $ CA par tranche de 1 000,00 $ CA de capital. Parallèlement à ce placement, le groupe Énergies renouvelables a conclu un swap de taux d’intérêt fixes sur devises pour convertir en dollars américains le coupon et les remboursements de capital du placement libellés en dollars canadiens (note 21 b) i i)).
8.				Régimes 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 et les six mois clos les 30 juin :
				Régimes de retraite
		Trois mois clos les			Six mois clos les
				30 juin	30 juin
				2021	2020	2021					2020
			Coût des services rendus				4 508 $	4 136 $		8 336 $				7 703 $
			Coûts non liés au service
			Coût financier	3 511	4 112	10 217					8 903
			Rendement prévu des actifs des régimes	(6 616)	(6 261)	(17 780)					(12 510)
			Amortissement de la perte actuarielle (du
								gain actuariel), montant net	2 540	1 145		4 812				2 290
			Amortissement des crédits pour services
								passés	(406)							(402)	(813)	(804)
			Incidence des comptes réglementaires	4 825	4 769	11 009					8 307
							3 854 $	3 363 $		7 445 $				6 186 $
			Coûts des prestations, montant net				8 362 $	7 499 $		15 781 $				13 889 $

				Avantages complémentaires de retraite
		Trois mois clos les			Six mois clos les
				30 juin	30 juin
				2021	2020	2021					2020
			Coût des services rendus				1 772 $	1 466 $		3 544 $				2 933 $
			Coûts non liés au service
			Coût financier	3 031	1 755	4 052					3 574
			Rendement prévu des actifs des régimes	(2 510)	(2 193)	(5 021)					(4 385)
			Amortissement de la perte actuarielle (du
								gain actuariel), montant net	436							(14)	873	(27)
			Incidence des comptes réglementaires	(950)							706	196	1 625
							7 $							254 $	100 $	787 $
			Coûts des prestations, montant net				1 779 $	1 720 $		3 644 $				3 720 $
			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’el es sont comptabilisées, après le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

9.				Autres obligations à long terme Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :
		30 juin		31 décembre
				2021			2020
			Paiements d’ajustement relatifs au contrat (note 7 a))		222 429 $				— $
			Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations	137 300			79 968
			Avances sous forme d’aide à la construction	89 515			79 864
			Obligation liée à la remédiation environnementale	63 260			69 383
			Acomptes de clients	32 131			31 939
			Crédits d’impôt à l’investissement non amortis	17 671			17 893
			Crédits reportés	21 685			21 399
			Actions privilégiées de série C	13 868			13 698
			Frais de branchement	20 900			17 704
			Obligations locatives	22 866			14 288
			Obligations éventuel es de soutien à l’aménagement			821	12 273
			Obligation de règlement de couverture	32 576				—
			Billet à payer à une partie liée			—	30 493
			Autres	27 134			23 027
					702 156 $			411 929 $
			Moins la tranche échéant à moins d’un an		(154 161)			(72 748)
					547 995 $			339 181 $
10.				Capitaux propres
			a)	Actions ordinaires
	Nombre d’actions ordinaires
						Six mois clos les
						30 juin

		2021		2020
	Actions ordinaires au début de la période	597 142 219		524 223 323
	Appel public à l’épargne	16 789 922		8 664 563
	Régime de réinvestissement des dividendes	2 926 494		1 911 697
	Exercice des attributions à base d’actions b)	679 834		1 344 375
	Conversion de débentures convertibles	1 886			1 509
	Actions ordinaires à la fin de la période	617 540 355		536 145 467
	Le programme de placement au cours du marché d’AQN permet 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. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, la société a émis 16 789 922 actions ordinaires en vertu du programme de placement au cours du marché à un prix moyen de 15,73 $ par action ordinaire, pour un produit brut de 264 112 $ (260 810 $ déduction faite des commissions). D’autres frais connexes ont totalisé 620 $. Au 12 août 2021, la société avait émis un total cumulatif de 27 211 284 actions ordinaires aux termes du programme de placement lancé en 2019 au cours du marché à un prix moyen de 14,95 $ par action pour un produit brut de 406 780 $ (401 695 $ 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 4 033 $.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

10.		Capitaux propres (suite)
		b)	Rémunération à base d’actions
	Pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021, AQN a comptabilisé une charge de rémunération à base d’actions totalisant respectivement 3 189 $ et 4 386 $ (respectivement 9 997 $ et 11 640 $ en 2020). La charge de rémunération est incluse 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 30 juin 2021, 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 19 712 $, et devrait être comptabilisé sur une période de 1,95 an. Régime d’options sur actions Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, le conseil d’administration de la société (le « conseil ») a autorisé l’attribution de 437 006 options aux dirigeants de la société. Les options ouvrent droit à l’achat d’actions ordinaires à un prix moyen pondéré de 19,64 $ 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 2021, 2022 et 2023. Les options peuvent être exercées jusqu’à huit ans après la date d’attribution. Les hypothèses suivantes ont été retenues pour déterminer la juste valeur des options sur actions attribuées :
			2021
	Taux d’intérêt sans risque		1,1 %
	Volatilité prévue		23 %
	Rendement attendu de l’action		4,1 %
	Durée de vie prévue		5,50 ans
	Juste valeur moyenne pondérée de l’option à la date d’attribution		2,46 $
	Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, 61 225 options sur actions ont été exercées à un prix moyen pondéré de 14,75 $ CA en échange de 12 021 actions ordinaires émises du capital-actions, et 49 204 options ont été réglées à leur valeur au comptant à titre de paiement du prix d’exercice et de la retenue d’impôts liée à l’exercice des options. Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions temporairement incessibles Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, un total de 703 620 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 2022 et janvier 2024. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, la société a réglé 709 853 UAR et UATI en échange de 373 314 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 336 539 UAR et UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions. Après la clôture du trimestre, le 5 août 2021, la société a réglé 105 876 UATI en échange de 49 200 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 56 676 UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, la société a réglé 148 459 UATI liées au report de primes en échange de 68 841 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 79 618 UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions. Au cours du trimestre, le 15 avril 2021, 44 528 UATI liées au report de primes ont été attribuées à des employés de la société. Les droits rattachés aux UATI sont pleinement acquis.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

10.			Capitaux propres (suite) b)
	Rémunération à base d’actions (suite) Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, 35 549 unités d’actions différées (« UAD ») ont été émises par suite des choix exercés par les administrateurs de différer un pourcentage de leurs jetons de présence en les convertissant en UAD. Au cours du trimestre, la société a réglé 85 210 UAD en échange de 39 719 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 45 491 UAD ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions.
11.				Cumul des autres éléments du résultat étendu
			Le cumul des autres éléments du résultat étendu (« AERE ») comprend les soldes suivants, après impôts :
						Variation actuariel e
						de l’obligation au titre
		des prestations de
					Gain latent sur	retraite et des
					les couvertures	avantages
				Écarts de	de flux de						complémentaires de
				change cumulés	trésorerie		retraite					Total
			Solde au 1er janvier 2020		(68 822) $	75 099 $		(16 038) $							(9 761) $
			AERE		25 643		(13 418)		(20 964)							(8 739)
			Montants reclassés du cumul des AERE dans
									les états des résultats consolidés
									intermédiaires non audités	2 763				(10 864)		3 403				(4 698)
			AERE de la période considérée, montant net	28 406 $	(24 282) $		(17 561) $						(13 437) $
			AERE attribuables aux participations ne
									donnant pas le contrôle	691				—							—	691
			AERE de la période considérée attribuables
									aux actionnaires d’AQN, montant net	29 097 $	(24 282) $		(17 561) $					(12 746) $
			Solde au 31 décembre 2020		(39 725) $	50 817 $		(33 599) $						(22 507) $
			AERE		(5 910)				(63 167)								—	(69 077)
			Montants reclassés du cumul des AERE dans
									les états des résultats consolidés
									intermédiaires non audités	2 642				39 020					2 165				43 827
			AERE de la période considérée, montant net	(3 268) $	(24 147) $		2 165 $						(25 250) $
			AERE attribuables aux participations ne
									donnant pas le contrôle	(8 300)				—							—	(8 300)
			AERE de la période considérée attribuables
									aux actionnaires d’AQN, montant net	(11 568) $	(24 147) $		2 165 $					(33 550) $
			Solde au 30 juin 2021		(51 293) $	26 670 $		(31 434) $						(56 057) $
			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 (note 21 b) ii)).

Algonquin Power & Utilities Corp.

Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités

30 juin 2021 et 2020

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

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 30 juin

2021

2020

Dividende

par action

Dividende

par action

Actions ordinaires

105 707 $

0,1706 $

83 824 $

0,1551 $

Actions privilégiées de série A

1 549 $ CA 0,3226 $ CA

Actions privilégiées de série D

1 273 $ CA 0,3182 $ CA 1 273 $ CA 0,3182 $ CA

Six mois clos les 30 juin

2021

2020

Dividende

par action

Dividende

par action

Actions ordinaires

200 322 $ 0,3257 $

158 453 $

0,2961 $

Actions privilégiées de série A

3 097 $ CA 0,6453 $ CA 3 097 $ CA 0,6453 $ CA

Actions privilégiées de série D

2 546 $ CA 0,6364 $ CA 2 546 $ CA 0,6364 $ 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 émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation et les coûts engagés lui sont remboursés. À cet effet, la société a imputé respectivement 6 006 $ et 12 320 $ (respectivement 5 668 $ et 10 225 $ en 2020) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021. De plus, l’une des entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation offre des services d’aménagement à la société à l’égard de projets en particulier, pour lesquels el e touche des honoraires d’aménagement à l’atteinte de certains jalons. Au cours des trois mois et des six mois clos le 30 juin 2021, les honoraires d’aménagement facturés à la société ont été de néant et de 738 $ (461 $ et 461 $ en 2020). En 2020, la société a émis un bil et à ordre de 30 493 $ en faveur d’Altavista, une entité émettrice de la société. Le billet à ordre a été remboursé en totalité au cours du deuxième trimestre de 2021. Le 21 octobre 2020, la société a versé 1 500 $ à Abengoa pour obtenir une option exclusive, transférable et irrévocable de 12 mois lui permettant d’acquérir la totalité des participations d’Abengoa dans les coentreprises AAGES, AAGES Development Canada Inc. et AAGES Development Spain, S.A. Après la fin du trimestre, le 6 août 2021, la société a exercé son option. La clôture de la transaction devrait avoir lieu avant la fin du troisième trimestre de 2021. En vertu d’une entente conclue entre AQN et des fonds gérés par la stratégie Infrastructure and Power de Ares Management LLC (« Ares »), Ares devrait devenir le nouveau partenaire d’AQN dans sa plateforme de développement d’aménagement de services à tarifs non réglementés d’énergies renouvelables, d’eau et d’autres secteurs.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

13.			Transactions entre parties liées (suite) b)
		Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée Le 28 novembre 2018, AAGES B.V., une entité émettrice de la société, a obtenu une facilité de crédit garantie de trois ans d’un montant de 306 500 $ et a acquis une participation en actions privilégiées de 305 000 $ dans AY Holdings. Les actions d’Atlantica détenues par AY Holdings ont été données en garantie de la facilité de crédit garantie d’AAGES B.V. Une insuffisance de la garantie surviendrait si l’obligation nette, telle qu’elle est définie dans la convention, était équivalente ou dépassait 50 % de la valeur marchande des actions d’Atlantica, auquel cas les prêteurs auraient le droit de vendre des actions d’Atlantica afin d’éliminer l’insuffisance de la garantie. La facilité de crédit garantie de AAGES B.V. est remboursable à vue si Atlantica cesse d’être une société ouverte. AQN présente les actions privilégiées émises par AY Holdings comme une participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée. Aucun rachat n’était considéré comme probable au 30 juin 2021. Au cours des trois mois et des six mois clos le 30 juin 2021, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à AAGES B.V. pour une contrepartie respectivement de 2 617 $ et 5 298 $ (respectivement 3 393 $ et 7 159 $ en 2020) et comptabilisé des distributions respectivement de 2 503 $ et 5 046 $ (respectivement 3 573 $ et 6 873 $ en 2020) (note 14).
			c)	Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée correspond à une participation dans AIP, 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). Au cours des trois mois et des six mois clos le 30 juin 2021, la société a comptabilisé des distributions à AYES respectivement de 4 473 $ et 8 912 $ (respectivement 4 832 $ et 9 039 $ en 2020).
			Les transactions entre parties liées susmentionnées ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux transactions.
14.				Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables Pour les trois mois et les six mois clos les 30 juin, l’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est détaillée comme suit :
	Trois mois clos les			Six mois clos les
				30 juin					30 juin
					2021	2020	2021			2020
			Ajustements liés à la liquidation hypothétique à la valeur
			comptable (« LHVC ») et autres ajustements attribuables
			aux éléments suivants :
			Participations ne donnant pas le contrôle — parts de
								société en commandite donnant droit à des
								avantages fiscaux			19 579 $	15 503 $	41 521 $		33 735 $
			Participations ne donnant pas le contrôle — parts de
								société en commandite rachetables donnant droit à
								des avantages fiscaux			1 707					1 756	3 425	3 475
			Autre bénéfice net attribuable aux :
			participations ne donnant pas le contrôle		(349)						(625)	(4 044)		(1 234)
							20 937 $	16 634 $	40 902 $		35 976 $
			Participations ne donnant pas le contrôle rachetables
			détenues par des parties liées				(2 617)	(3 393)	(5 298)		(7 159)
			Incidence nette des participations ne donnant pas
			le contrôle				18 320 $	13 241 $	35 604 $		28 817 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

14.	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables (suite)
	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. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, la société a obtenu le contrôle des trois centrales éoliennes du Midwest et de la centrale éolienne Sugar Creek et de la centrale éolienne Maverick Creek (notes 3 a) et 3 c)). Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, des investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux ont versé respectivement 530 880 $, 73 957 $ et 380 829 $ aux centrales éoliennes du Midwest et aux centrales Sugar Creek et Maverick Creek en échange de parts de société en commandite de catégorie A dans les entités.
15.		Impôts sur les bénéfices
	Pour les trois mois clos le 30 juin 2021, le taux d’impôt de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiel ement des avantages fiscaux réalisés sur les crédits d’impôt comptabilisés s’élevant à 14 935 $. Le taux d’impôt de la société a aussi varié au cours de la période en raison de l’incidence positive des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers, de l’incidence fiscale favorable du bénéfice lié à son placement dans Atlantica, le tout en partie contrebalancé par la charge d’impôt différé associée à la quote-part du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle. Pour les six mois clos le 30 juin 2021, le taux d’impôt de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiellement des avantages fiscaux réalisés sur les crédits d’impôt comptabilisés s’élevant à 26 519 $. Le taux d’impôt de la société a aussi varié au cours de la période en raison de l’incidence positive des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers, le tout en partie contrebalancé par la charge d’impôt différé associée à la quote-part du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle. Pour les trois mois clos le 30 juin 2020, le taux d’impôt de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiellement de l’incidence fiscale favorable du bénéfice lié à son placement dans Atlantica, des crédits d’impôt comptabilisés s’élevant à 4 787 $ et de l’incidence positive des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers. Ces ajustements sont contrebalancés par l’incidence de l’achèvement de certaines dispositions réglementaires relatives à la réforme fiscale américaine comme il est décrit plus en détail ci-dessous. Pour les six mois clos le 30 juin 2020, le taux d’impôt de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiellement de l’incidence fiscale favorable du bénéfice lié à son placement dans Atlantica et de l’incidence positive des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers et des crédits d’impôt comptabilisés s’élevant à 9 904 $. Ces ajustements sont contrebalancés par l’incidence de l’achèvement de certaines dispositions réglementaires relatives à la réforme fiscale américaine. Le 8 avril 2020, l’IRS a publié la version définitive du règlement qui précise les règles relatives à certains dispositifs hybrides découlant de la réforme fiscale américaine. En raison de la version définitive du règlement, la société a comptabilisé une charge d’impôts différés ponctuelle de 9 300 $ afin d’annuler l’économie liée aux déductions d’impôts de l’exercice précédent.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

16.				Autres pertes nettes Les autres pertes nettes se composent des éléments suivants :
	Trois mois clos les			Six mois clos les
				30 juin					30 juin
					2021	2020	2021			2020
			Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition		882 $							3 116 $	2 984 $		3 142 $
			Réforme fiscale		—								11 728			—			11 728
			Planification de la relève des membres de la direction et
			départ à la retraite de dirigeants	—							6 952	—		6 952
			Autres	931							5 144	7 213		6 008
							1 813 $	26 940 $	10 197 $			27 830 $
			Les autres pertes comprennent essentiel ement l’ajustement d’un passif réglementaire relatif à un ajustement à la hausse des comptes de suivi de la période précédente, les coûts liés aux procédures d’expropriation et la dépréciation des autres immobilisations diverses.
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 c)).
			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		Six mois clos les
					30 juin	30 juin
				2021	2020		2021						2020
			Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’AQN	103 222 $	286 219 $		117 169 $						222 422 $
			Dividende sur les actions privilégiées de série A	1 249	1 107					2 464			2 282
			Dividende sur les actions privilégiées de série D	1 027				910	2 026			1 875
			Bénéfice net des activités poursuivies, de base
			et dilué, attribuable aux actionnaires
			ordinaires d’AQN						100 946 $	284 202 $		112 679 $					218 265 $
			Nombre moyen pondéré d’actions
			De base					614 013 963	529 440 246		606 876 299							527 634 250
			Effet des titres dilutifs	5 982 644	4 812 876		5 813 565						4 920 714
			Dilué					619 996 607	534 253 122		612 689 864							532 554 964
			Les actions pouvant éventuel ement être émises pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 en raison des 488 621 et 437 006 titres, respectivement, (948 347 et 948 347 titres respectivement en 2020) ont été exclues de ce calcul, étant donné que leur effet est antidilutif.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

18.		Information sectorielle
	La société est gérée en fonction de deux unités d’exploitation nord-américaines principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Ces deux unités d’exploitation sont les deux secteurs de la société. Le groupe Services à tarifs réglementés, l’unité d’exploitation des activités à tarifs réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de col ecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport, aux États-Unis, au Canada, au Chili et aux Bermudes; le groupe Énergies renouvelables, l’unité d’exploitation des activités à tarifs non réglementés de la société, possède et exploite un portefeuille diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés en Amérique du Nord et ailleurs dans le monde.
	Pour évaluer le rendement des unités d’exploitation, la société répartit la partie réalisée du gain ou de la perte sur les instruments financiers entre les unités d’exploitation concernées. Les revenus de dividendes versés par Atlantica et AYES Canada sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Énergies renouvelables, tandis que les intérêts créditeurs versés par San Antonio Water System sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés. Les gains et les pertes comptabilisés à la valeur de consolidation sont pris en compte dans les activités d’exploitation du groupe Services à tarifs réglementés ou du groupe Énergies renouvelables selon la nature des activités des entités émettrices. La variation de valeur des placements comptabilisée à la juste valeur, 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. Depuis le premier trimestre de 2021, la société présente les résultats liés aux activités d’aménagement dans les résultats du siège social, étant donné qu’ils ne sont plus pris en compte dans l’évaluation par la direction du groupe Énergies renouvelables où ils étaient comptabilisés auparavant. Des chiffres correspondants ont été reclassés pour que leur présentation soit conforme à la présentation adoptée pour la période considérée.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

18.		Information sectorielle (suite)
			Trois mois clos le 30 juin 2021
	Groupe
	Services à		Groupe
	tarifs	Énergies						Siège
			réglementés	renouvelables						social	Total
		Produits1, 2		444 864 $		82 262 $	397 $	527 523 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	148 403		6 061			—	154 464
		Produits, montant net	296 461		76 201	397	373 059
		Charges d’exploitation (recouvrement)	144 774		25 204			—	169 978
		Frais d’administration	11 561		7 303	(638)	18 226
		Amortissement	67 520		30 369	272	98 161
		Perte de change	—									—	1 283	1 283
		Bénéfice (perte) d’exploitation	72 606		13 325	(520)	85 411
		Intérêts débiteurs	(27 114)	(20 452)		(10 616)					(58 182)
		Produit tiré des placements à long terme	9 695		25 988	24 823	60 506
		Autres charges	(4 155)		(2 778)	(95)	(7 028)
		Bénéfice avant impôts sur les bénéfices		51 032 $		16 083 $	13 592 $	80 707 $
		Dépenses en immobilisations		341 431 $		66 312 $			— $	407 743 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 4 996 $ se rapportant à des gains nets sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie et à des crédits pour disponibilité pour la période de trois mois close le 30 juin 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 5 118 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour la période de trois mois close le 30 juin 2021, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

			Trois mois clos le 30 juin 2020
	Groupe
	Services à	Groupe
	tarifs	Énergies		Siège
			réglementés	renouvelables		social					Total
		Produits1, 2	279 458 $	64 180 $						— $ 343 638 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	65 358	2 741						—	68 099
		Produits, montant net	214 100	61 439						—	275 539
		Charges d’exploitation	105 067	17 871						—	122 938
		Frais d’administration	9 198	8 052						635	17 885
		Amortissement	52 629	22 803						235	75 667
		Gain de change						—	—	(24)	(24)
		Bénéfice (perte) d’exploitation	47 206	12 713						(846)	59 073
		Intérêts débiteurs	(24 097)	(13 618)		(7 103)					(44 818)
		Produit tiré des placements à long terme	2 962	23 839		308 008					334 809
		Autres charges		(19 695)		(883)		(8 590)					(29 168)
		Bénéfice avant impôts sur les bénéfices		6 376 $	22 051 $ 291 469 $ 319 896 $
		Dépenses en immobilisations	157 641 $	28 766 $						— $ 186 407 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 7 447 $ se rapportant à des gains sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie pour la période de trois mois close le 30 juin 2020 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2)	Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 4 761 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour la période de trois mois close le 30 juin 2020 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

18.		Information sectorielle (suite)
			Six mois clos le 30 juin 2021
	Groupe
	Services à		Groupe
	tarifs		Énergies	Siège
			réglementés	renouvelables						social	Total
		Produits1, 2	1 043 467 $	117 815 $						783 $ 1 162 065 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	393 925		13 989			—	407 914
		Produits, montant net	649 542	103 826						783	754 151
		Charges d’exploitation	297 910		53 229			—	351 139
		Frais d’administration	19 101		13 486	1 178	33 765
		Amortissement	135 087		59 947	566	195 600
		Perte de change	—		—				2 145	2 145
		Bénéfice (perte) d’exploitation	197 444		(22 836)	(3 106)	171 502
		Intérêts débiteurs	(51 415)		(36 745)	(19 602)	(107 762)
		Produit (perte) tiré des placements à long terme	10 869		48 405	(49 275)	9 999
		Autres charges	(12 646)		(3 654)	(1 707)	(18 007)
		Bénéfice (perte) avant les impôts sur les bénéfices		144 252 $		(14 830) $	(73 690) $					55 732 $
		Immobilisations corporelles	7 110 770 $ 3 763 057 $			31 446 $ 10 905 273 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur		2 499 1 926 629							— 1 929 128
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de
		consolidation		11 548 252 703							—	264 251
		Total de l’actif	10 148 986 6 187 072		117 593 16 453 651
		Dépenses en immobilisations	553 950 $	149 182 $								— $	703 132 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 44 587 $ se rapportant à des pertes nettes sur contrats dérivés
		de couverture sur l’énergie et des crédits pour disponibilité pour la période de six mois close le 30 juin 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 7 479 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour la période de six mois close le 30 juin 2021 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

18.		Information sectoriel e (suite)
			Six mois clos le 30 juin 2020
	Groupe
	Services à		Groupe
	tarifs	Énergies						Siège
			réglementés	renouvelables						social	Total
		Produits1, 2		675 518 $	133 021 $								— $	808 539 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	188 455		6 745			—	195 200
		Produits, montant net	487 063	126 276								—	613 339
		Charges d’exploitation	213 434		36 238			—	249 672
		Frais d’administration	18 685		14 258	1 776	34 719
		Amortissement	105 639		48 431	477	154 547
		Gain de change	—									—	(4 694)	(4 694)
		Bénéfice d’exploitation	149 305		27 349	2 441	179 095
		Intérêts débiteurs	(48 937)	(28 097)		(14 032)					(91 066)
		Produit (perte) tiré des placements à long terme	5 610		47 605	118 933					172 148
		Autres charges	(24 692)		(49)	(8 616)	(33 357)
		Bénéfice avant les impôts sur les bénéfices		81 286 $		46 808 $	98 726 $	226 820 $
		Dépenses en immobilisations		297 273 $		45 036 $			— $	342 309 $
			31 décembre 2020
		Immobilisations corporelles	5 757 532 $ 2 451 706 $			32 600 $ 8 241 838 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur		— 1 839 212								— 1 839 212
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de
		consolidation		74 673	110 414						1 365	186 452
		Total de l’actif	8 528 415 4 586 878		108 856 13 224 149
		1) Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 16 739 $ se rapportant à des gains sur contrats dérivés de
		couverture sur l’énergie pour la période de six mois close le 30 juin 2020 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2) Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 7 730 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
		produits pour la période de six mois close le 30 juin 2020 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a 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			Six mois clos les
								30 juin	30 juin
			2021	2020		2021					2020
		Produits
		États-Unis								415 431 $	309 715 $		927 258 $			726 871 $
		Canada	35 951	33 923		83 803					81 668
		Autres régions	76 141		—	151 004									—
										527 523 $	343 638 $ 1 162 065 $					808 539 $
		Les produits sont attribués aux régions selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

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. Réclamation par Gaia Power Inc.

	Le 30 octobre 2018, Gaia Power Inc. (« Gaia ») a intenté une action devant la Cour supérieure de justice de l’Ontario contre AQN et certaines de ses filiales, réclamant des dommages et des dommages-intérêts punitifs. Cette action a découlé de la vente par Gaia en 2010 d’une participation de Gaia dans certains projets de parcs éoliens proposés au Canada à une filiale d’AQN. En vertu d’une convention de redevance conclue en 2010, Gaia a le droit de percevoir des redevances si les projets sont aménagés et atteignent certaines cibles convenues. Les parties ont convenu d’al er en arbitrage et les audiences se sont conclues le 17 mars 2021. L’arbitre a rendu sa décision le 6 août 2021, rejetant les demandes de dommages de redressement pour abus et complot et rejetant aussi la réclamation de dommages-intérêts punitifs présentée par Gaia. L’arbitre a confirmé que des honoraires d’aménagement et des redevances, calculés selon un pourcentage variable du BAIIA de l’installation (comme l’a réclamé la société), doivent être payés à Gaia relativement à la centrale éolienne Amherst Island de 74 MW de la société en Ontario. L’arbitre a également conclu que des honoraires d’aménagement et des redevances, calculés selon pratiquement la même méthode que les redevances pour Amherst Island, doivent être payés à Gaia relativement au projet éolien Blue Hil de 175 MW de la société en Saskatchewan. La société prend des dispositions afin de déterminer quel es sont ses obligations immédiates et à long terme envers Gaia à la lumière de la décision de l’arbitre Procédures d’expropriation

	Liberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. (« Liberty Appel Valley ») fait l’objet d’une procédure d’expropriation par la ville de Apple Valley (la « ville »). Le 7 mai 2021, la cour a rendu une décision provisoire rejetant la tentative par la ville de prendre possession du service public d’eau d’Appel 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 service public d’eau. La cour devrait rendre une décision définitive en août ou septembre 2021. Si la décision définitive confirme la décision provisoire, la poursuite de la ville serait rejetée et la ville serait tenue de dédommager Liberty Apple Val ey pour les frais juridiques engagés. La ville peut porter la décision de la cour en appel.

	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. 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 des poursuites en cours concernant l’incendie de Mountain View. La probabilité de succès de ces poursuites ne peut être raisonnablement évaluée. Toutefois, Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC 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.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

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 30 juin 2021. 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) 48 177 $ 27 767 $ 27 101 $ 27 334 $ 19 631 $ 161 284 $ 311 294 $
	Contrats de service et
	d’approvisionnement
	en gaz naturelii)		78 929			58 768	46 774	43 862		29 650 146 039 404 022
	Contrats de service		62 055			57 813	58 377	56 163		53 706 369 283 657 397
	Projets
	d’immobilisations		107 001				—	—	—	—			— 107 001
	Contrats de servitude
	et autres		12 947			12 997	13 171	13 343		13 517 479 555 545 530
	Total		309 109 $ 157 345 $ 145 423 $ 140 702 $ 116 504 $ 1 156 161 $ 2 025 244 $
	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 30 juin 2021. 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	Six mois clos les
			30 juin			30 juin
						2021	2020		2021				2020
		Débiteurs									63 721 $	50 264 $	33 975 $		56 946 $
		Carburant et gaz naturel stockés				(12 043)	(7 951)		5 929				3 059
		Stocks de fournitures et de
		matières consommables				(1 283)	(13 164)		(4 386)				(20 958)
		Impôts sur les bénéfices à recouvrer				(1 002)	(1 270)		(1 167)				(1 889)
		Charges payées d’avance				(8 014)	3 104		(9 043)				(7 344)
		Créditeurs				(5 002)	7 833		(44 332)				(63 337)
		Charges à payer				(22 062)	(4 472)		(91 420)				(40 039)
		Passif d’impôts exigibles				773	(2 379)		5 625				1 716
		Obligations liées à la mise hors
		service d’immobilisations et
		obligations environnementales					(72)	(127)		(531)				(699)
		Actifs et passifs réglementaires,
		montant net				(66 845)	20 731		(334 996)				15 916
											(51 829) $	52 569 $	(440 346) $		(56 629) $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.				Instruments financiers
			a)	Juste valeur des instruments financiers
					Valeur	Juste
	30 juin 2021				comptable	valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
	Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur 1 929 128 $ 1 929 128 $ 1 824 899 $									— $ 104 229 $
	Prêts pour des projets
	d’aménagement à recevoir
	et autres				7 962	9 299		—						9 299			—
	Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux
	de trésorerie				23 494	23 494	—								—	23 494
	Contrats sur l’énergie non
	désignés comme couverture
	de flux de trésorerie	279	279		—								—	279
	Swap de taux d’intérêt désigné
	comme couverture				2 365	2 365		—						2 365			—
	Contrats sur marchandises
	servant aux activités à tarifs
	réglementés				2 406	2 406		—						2 406			—
	Swap de devises désigné
	comme couverture d’un
	placement net				3 717	3 717								3 717
	Total des instruments dérivés				32 261	32 261	—						8 488	23 773
	Total des actifs financiers				1 969 351 $ 1 970 688 $ 1 824 899 $			17 787 $ 128 002 $
	Dette à long terme				6 622 363 $ 7 075 179 $ 2 488 347 $ 4 586 832 $						— $
	Débentures convertibles	285	433		433								—	—
	Actions privilégiées de série C				13 868	15 211	—						15 211			—
	Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux
	de trésorerie				15 384	15 384	—								—	15 384
	Contrats sur l’énergie non
	désignés comme couverture
	de flux de trésorerie				2 527	2 527		—								—	2 527
	Swap de devises désigné
	comme couverture d’un
	placement net				55 720	55 720	—						55 720			—
	Swaps de taux d’intérêt désignés
	comme couvertures											9 124	9 124		—			9 124	—
	Total des instruments dérivés				82 755	82 755	—						64 844	17 911
	Total des passifs financiers				6 719 271 $ 7 173 578 $ 2 488 780 $ 4 666 887 $				17 911 $

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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)
					Valeur	Juste
	31 décembre 2020				comptable	valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
	Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur 1 839 212 $ 1 839 212 $ 1 708 683 $							20 015 $ 110 514 $
	Prêts pour des projets
	d’aménagement à recevoir
	et autres				23 804	31 088	—					31 088		—
	Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux de
	trésorerie				51 525	51 525	—								—	51 525
	Contrats sur l’énergie non
	désignés comme couverture
	de flux de trésorerie		388	388		—								—	388
	Contrats sur marchandises
	servant aux activités à tarifs
	réglementés					194	194		—					194		—
	Total des instruments dérivés											52 107	52 107	—						194	51 913
	Total des actifs financiers				1 915 123 $ 1 922 407 $ 1 708 683 $			51 297 $ 162 427 $
	Dette à long terme				4 538 470 $ 5 140 059 $ 2 316 586 $ 2 823 473 $					— $
	Billet à payer à une partie liée					30 493	30 493	—					30 493		—
	Débentures convertibles					295	623		623								—	—
	Actions privilégiées de série C					13 698	15 565	—					15 565		—
	Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux
	de trésorerie					5 597	5 597		—								—	5 597
	Contrats sur l’énergie non
	désignés comme couverture
	de flux de trésorerie					332	332		—								—	332
	Swap de devises désigné
	comme couverture d’un
	placement net					84 218	84 218	—					84 218		—
	Swaps de taux d’intérêt
	désignés comme couverture				19 649	19 649	—					19 649		—
	Contrats sur marchandises
	servant aux activités à tarifs
	réglementés								614	614	—						614		—
	Total des instruments dérivés 110 410 110 410	— 104 481							5 929
	Total des passifs financiers				4 693 366 $ 5 297 150 $ 2 317 209 $ 2 974 012 $				5 929 $
	La société a établi que la valeur comptable de ses actifs et passifs financiers à court terme se rapprochait de la juste valeur au 30 juin 2021 et au 31 décembre 2020, en raison de l’échéance à court terme de ces instruments.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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 des prêts pour des projets d’aménagement à recevoir et autres (niveau 2) est calculée au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés, selon les taux courants estimatifs du marché pour des instruments semblables, ajustés pour tenir compte du risque de crédit estimatif déterminé par la direction. La juste valeur 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 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 14,11 $ et 189,52 $, soit un cours moyen pondéré de 26,16 $ au 30 juin 2021. 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 du placement de la société dans AYES Canada sont les données relatives aux flux de trésorerie prévus, aux taux d’actualisation appliqués à ces flux de trésorerie, variant entre 8,88 % et 9,38 % et d’une moyenne pondérée de 9,04 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 22 % et 46 %, au 30 juin 2021. 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). L’augmentation de la valeur et de la volatilité du cours des actions d’Atlantica au cours de l’exercice a donné lieu à une hausse importante de la juste valeur.
		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.

Algonquin Power & Utilities Corp.

Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités

30 juin 2021 et 2020

(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 :

2021

Contrats financiers : Swaps

2 668 464

Contrats à terme

500 000

3 168 464

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. Le tableau ci-après présente l’incidence des variations de la juste valeur des contrats dérivés sur le gaz naturel de la société sur les bilans consolidés intermédiaires non audités :

30 juin

31 décembre

2021

2020

Actifs réglementaires :

Swaps

911 $

228 $

Options

68 $

50 $

Contrats à terme

— $

693 $

Passifs réglementaires :

Swaps

— $

271 $

Options

— $

76 $

Contrats à terme

197 $

— $

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

(MWh)

Échéance

(le MWh)

Prix variable à payer (le MWh)

2 479 234 Décembre 2031

23,50 $

NI HUB

4 822 668 Septembre 2030

24,54 $

Illinois HUB

577 686 Décembre 2028

33,03 $

PJM Western HUB

2 682 564 Décembre 2027

24,20 $

NI HUB

2 136 795 Décembre 2027

36,46 $

ERCOT North HUB

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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) À l’acquisition de la centrale éolienne Sugar Creek (note 3 c)), la société a procédé à la nouvelle désignation d’un contrat dérivé à long terme sur l’énergie afin de réduire le risque de prix relatif aux ventes futures prévues de la production d’électricité. La juste valeur du dérivé à la date de désignation sera amortie dans le bénéfice sur la durée résiduel e du contrat. 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 a désigné comme couverture du prix des achats d’énergie un contrat d’une quantité notionnel e de 46 664 MWh au prix de 38,95 $ le MWh échéant en février 2022. La société fait aussi 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)). En novembre 2020, à l’acquisition de Liberty Group Limited (auparavant Ascendant Group Limited, « Ascendant »), la société a procédé à la nouvel e désignation de deux contrats 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 d’Ascendant. Conformément aux conditions des contrats 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 sera amortie dans le bénéfice sur la durée résiduel e du contrat. 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 juil et 2029 sur les billets subordonnés non garantis de 350 000 $. 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 billets subordonnés non garantis. La société était partie à un swap de taux d’intérêt différé de 10 ans afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié à l’émission probable d’une obligation à 10 ans de 135 000 $ CA. En 2019, la société a réglé le swap de taux d’intérêt différé par suite de l’émission de billets non garantis de premier rang à 10 ans de 300 000 $ CA. Le tableau suivant résume les AERE attribuables aux instruments financiers dérivés désignés comme couvertures des flux de trésorerie :
					Trois mois clos les	Six mois clos les
		30 juin						30 juin
					2021		2020	2021	2020
	Partie efficace de la couverture des flux
	de trésorerie		(32 436) $				(2 085) $ (63 167) $ (12 890) $
	Amortissement de la couverture des flux
	de trésorerie			(214)						(1 100)			(1 112)	(1 108)
	Montant reclassé du cumul des AERE			859							(3 028)	40 132			(6 303)
	AERE attribuables aux actionnaires d’AQN		(31 791) $				(6 213) $ (24 147) $ (20 301) $
	La société prévoit que des gains latents et des pertes latentes de 1 427 $, 502 $ et 1 206 $, actuel ement classés dans le cumul des AERE, soient 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.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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 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 respectivement de 178 $ et 446 $ pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 (perte de 1 269 $ et gain de 195 $ en 2020, respectivement) a été comptabilisée dans les AERE. Le 23 mai 2019, la société a conclu un swap de devises, dont les dates coïncident avec cel es des billets 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 billets 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 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 autres éléments du résultat étendu). 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 respectivement de 7 453 $ et 11 467 $ pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 (perte de 15 252 $ et gain de 19 583 $ en 2020, respectivement) 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). Un gain de change respectivement de 70 $ et 1 991 $ pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 (gain de 1 023 $ et perte de 3 581 $ en 2020, respectivement) a été comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(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) La société était partie à un swap de devises de 650 000 $ 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 change respectivement de 6 534 $ et 13 274 $ pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 (gain de 16 642 $ et perte de 27 190 $ en 2020, respectivement) a été comptabilisé dans les AERE. Au cours des six mois clos le 30 juin 2021, le groupe Énergies renouvelables a réglé le swap de devises connexe lié à la débenture de 150 000 $ CA qui avait été remboursée (note 7 b)). Au cours du trimestre, le groupe Énergies renouvelables a conclu un swap de taux d’intérêt fixes 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 fixes 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 change de 2 653 $ pour les trois mois et les six mois clos le 30 juin 2021 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. En 2020, la société a conclu des contrats de change à terme visant l’achat de 682 500 $ à un montant d’environ 923 243 $ CA afin de gérer l’exposition au risque de change lié à l’émission d’actions en dollars canadiens. Pour ce qui est des dérivés non désignés comme couvertures, les variations de la juste valeur sont immédiatement comptabilisées en résultat.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités
30 juin 2021 et 2020
(en mil iers de dol ars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)

21.				Instruments financiers (suite) b)
	Instruments dérivés (suite)
				iv)	Autres dérivés (suite) 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		Six mois clos les
		30 juin					30 juin
			2021			2020	2021					2020
	Variation du gain latent (de la perte latente)
	sur les instruments financiers dérivés :
	Contrats dérivés sur l’énergie			(2 305) $			449 $	(2 627) $		627 $
	Variation totale du gain latent (de la perte
	latente) sur les instruments financiers
	dérivés			(2 305) $			449 $	(2 627) $		627 $
	Gain réalisé (perte réalisée) sur les
	instruments financiers dérivés :
	Contrats dérivés sur l’énergie							196	(549)	359		(681)
	Total du gain réalisé (de la perte réalisée)
	sur les instruments financiers dérivés							196 $	(549) $	359 $		(681) $
	Perte sur les instruments financiers dérivés
	non comptabilisés comme des
	couvertures			(2 109)			(100)				(2 268)		(54)
	Amortissement des gains sur le cumul des
	AERE gelés par suite de la fin de la
	désignation de la couverture							755						1 489	2 003	1 500
				(1 354) $			1 389 $	(265) $		1 446 $
	Montants comptabilisés dans les états des
	résultats consolidés :
	Gain (perte) sur les instruments
	financiers dérivés			(1 354) $			1 389 $	(265) $		1 446 $
				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 elle 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.