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Published: 2021-05-06

États financiers consolidés intermédiaires non audités

Algonquin Power & Utilities Corp.

Pour les trois mois clos les 31 mars 2021 et 2020


Algonquin Power & Utilities Corp. États des résultats consolidés intermédiaires non audités
(en milliers de dollars américains, sauf les montants par action)	Trois mois clos les 31 mars
	2021	2020
Produits
			Distribution d’électricité à tarifs réglementés		334 333		$	180 699	$
			Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés	198 997	184 594
			Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés	54 550	27 839
			Ventes d’énergie à tarifs non réglementés	30 783	66 311
			Autres produits	15 879	5 458
	634 542	464 901
Charges
			Charges d’exploitation	181 161	126 734
			Achats d’électricité à tarifs réglementés	169 399	57 233
			Achats de gaz naturel à tarifs réglementés	73 381	63 613
			Achats d’eau à tarifs réglementés	2 742	2 251
			Achats d’énergie à tarifs non réglementés	7 928	4 004
			Frais d’administration	15 539	16 834
			Amortissement	97 439	78 880
			Perte (gain) de change	862	(4 670)
	548 451	344 879
Bénéfice d’exploitation	86 091	120 022
Intérêts débiteurs	(49 580)	(46 248)
Produit tiré des placements à long terme (note 6)	(50 507)	(162 661)
Autres pertes nettes (note 16)	(8 384)	(890)
Coûts des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite non liés
au service (note 8)	(3 684)	(3 356)
Gain sur instruments financiers dérivés (note 21 b) iv))	1 089	57
Perte avant impôts sur les bénéfices	(24 975)	(93 076)
Recouvrement (charge) d’impôts (note 15)
			Impôts exigibles	(3 375)	(4 087)
			Impôts reportés	25 013	17 790
	21 638	13 703
Perte nette	(3 337)	(79 373)
Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (note 14)
			Participations ne donnant pas le contrôle	19 965	19 342
			Participations ne donnant pas le contrôle détenues par une partie liée	(2 681)	(3 766)
		17 284			$	15 576		$
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.	13 947			$	(63 797) $
Dividende sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 12)	2 214				2 140
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires
d’Algonquin Power & Utilities Corp.		11 733			$	(65 937) $
Bénéfice net (perte nette) de base et dilué par action (note 17)		0,02			$	(0,13) $
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Algonquin Power & Utilities Corp. États du résultat étendu consolidés intermédiaires non audités
(en milliers de dollars américains)	Trois mois clos les 31 mars
	2021	2020
Perte nette		(3 337) $	(79 373) $
Autres éléments du résultat étendu :
				Écart de conversion, déduction faite d’un recouvrement d’impôts de 536 $ et d’une
				charge d’impôts de 5 703 $ (notes 21 b) iii) et 21 b) iv))	(273)	(36 630)
				Variation de la juste valeur des couvertures des flux de trésorerie, déduction faite
				d’une charge d’impôts de 2 685 $ et d’un recouvrement d’impôts de 5 087 $ (note 21 b) ii))
	7 644	(14 088)
				Variation des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite,
				déduction faite d’une charge d’impôts de 138 $ et d’un recouvrement d’impôts de 31 $ (note 8)
	1 620					(76)
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts	8 991	(50 794)
Résultat étendu	5 654	(130 167)
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(16 899)	(21 636)
Résultat étendu attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		22 553 $	(108 531) $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités

(en milliers de dollars américains)			31 mars		31 décembre
	2021	2020
ACTIF
Actif à court terme :
				Trésorerie et équivalents de trésorerie		142 478 $	101 614 $
				Débiteurs, montant net (note 4)	366 293	325 644
				Gaz naturel et carburant stockés	12 569	30 567
				Stock de fournitures et de matières consommables	107 211	104 078
				Actifs réglementaires (note 5)	101 618	63 042
				Charges payées d’avance	55 552	49 640
				Instruments dérivés (note 21)	11 008	13 106
				Autres actifs	7 599	7 266
	804 328	694 957
Immobilisations corporelles, montant net	9 773 474	8 241 838
Actifs incorporels, montant net	114 173	114 913
Écart d’acquisition	1 210 741	1 208 390
Actifs réglementaires (note 5)	981 053	782 429
Placements à long terme (note 6)
				Placement à la juste valeur	1 898 132	1 837 429
				Autres placements à long terme	367 792	214 583
Instruments dérivés (note 21)	47 942	39 001
Impôts reportés	22 309	21 880
Autres actifs	66 180	68 486
				15 286 124 $	13 223 906 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités (suite)


(en milliers de dollars américains)	31 mars	31 décembre
			2021	2020
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme :
					Créditeurs		149 265 $	192 160 $
					Charges à payer	388 355	369 530
					Dividendes à payer (note 12)	94 211	92 720
					Passifs réglementaires (note 5)	35 998	38 483
					Dette à long terme (note 7)	620 869	139 874
					Autres obligations à long terme (note 9)	76 261	72 505
					Instruments dérivés (note 21)	31 398	41 980
					Autres passifs	8 033	7 901
	1 404 390	955 153
Dette à long terme (note 7)	5 732 525	4 398 596
Passifs réglementaires (note 5)	550 656	563 035
Impôts reportés	559 591	568 644
Instruments dérivés (note 21)			30 235	68 430
Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires
de retraite	333 296	341 502
Autres obligations à long terme (note 9)	395 480	339 181
	9 006 173	7 234 541
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 14)
					Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée
					(note 13 b))	306 453	306 316
					Participations ne donnant pas le contrôle rachetables	18 837	20 859
	325 290	327 175
Capitaux propres :
					Actions privilégiées	184 299	184 299
					Actions ordinaires (note 10 a))	5 092 691	4 935 304
					Surplus d’apport	59 631	60 729
					Bénéfices non répartis (déficit)	(40 330)			45 753
					Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 11)	(20 272)			(22 507)
					Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires
					d’Algonquin Power & Utilities Corp.	5 276 019	5 203 578
					Participations ne donnant pas le contrôle
					Participations ne donnant pas le contrôle	623 250	399 487
					Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 13 c))	55 392	59 125
						678 642	458 612
					Total des capitaux propres	5 954 661	5 662 190
Engagements et éventualités (note 19)
Événements postérieurs à la date du bilan (notes 3, 7, 10 et 21)
	15 286 124 $ 13 223 906 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé intermédiaire non audité
(en milliers de dollars américains) Pour les trois mois clos le 31 mars 2021
	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
					Cumul des
					autres
				Bénéfices	éléments	Participations
	Actions	Actions	Surplus	non répartis	du résultat	ne donnant
	ordinaires	privilégiées	d’apport	(déficit)	étendu	pas le contrôle	Total
Solde au
31 décembre 2020	4 935 304 $ 184 299 $		60 729 $	45 753 $	(22 507) $ 458 612 $ 5 662 190 $
Bénéfice net (perte nette)								—	—	—	13 947						—	(17 284)	(3 337)
Incidence des
participations ne donnant pas le contrôle rachetables non comprises dans les capitaux propres (note 14)
								—	—	—		—	—		(963)	(963)
Autres éléments du
résultat étendu								—	—	—		—	8 606							385	8 991
Dividendes déclarés et
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle
								—	—	—	(74 177)						—	(6 201)	(80 378)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du régime de réinvestissement des dividendes
	22 651								—	—	(22 651)						—	—				—
Apports des participations
ne donnant pas le contrôle (note 3)
								—	—	6 919								—	(6 371)	214 952	215 500
Participation ne donnant
pas le contrôle liée à une acquisition d’actifs (note 3 a))
								—	—	—		—	—	29 141	29 141
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’un appel public à l’épargne, déduction faite des coûts
	127 427								—	—		—	—	—	127 427
Actions ordinaires émises
en vertu du régime d’achat d’actions à l’intention des employés
								1 316	—	—		—	—	—					1 316
Rémunération à base
d’actions								—	—	1 561								—	—	—			1 561
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’attributions à base d’actions
								5 993	—	(9 578)	(3 202)						—	—	(6 787)
Solde au 31 mars 2021	5 092 691 $ 184 299 $		59 631 $	(40 330) $	(20 272) $ 678 642 $ 5 954 661 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé intermédiaire non audité (suite)
(en milliers de dollars américains) Pour les trois mois clos le 31 mars 2020

	Actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.
					Cumul des
					autres
					éléments	Participations
	Actions	Actions	Surplus	Déficit	du résultat	ne donnant
	ordinaires	privilégiées	d’apport	accumulé	étendu	pas le contrôle	Total
Solde au
31 décembre 2019	4 017 044 $ 184 299 $		50 579 $ (367 107) $		(9 761) $ 531 541 $ 4 406 595 $
Perte nette								—	—	—	(63 797)					—	(15 576)	(79 373)
Participations ne donnant
pas le contrôle rachetables non comprises dans les capitaux propres (note 14)
								—	—	—		—	—	(2 047)	(2 047)
Autres éléments du
résultat étendu								—	—	—		—	(44 734)	(6 060)	(50 794)
Dividendes déclarés et
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle
								—	—	—	(59 819)					—	(7 885)	(67 704)
Dividendes et émission
d’actions aux termes du régime de réinvestissement des dividendes
	16 951								—	—	(16 951)					—	—				—
Apport 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
en vertu du régime d’achat d’actions à l’intention des employés
								792	—	—		—	—	—					792
Rémunération à base
d’actions								—	—	1 452							—	—	—			1 452
Actions ordinaires émises
dans le cadre d’attributions à base d’actions
		16 103								—		(10 699)	(13 640)					—	—	(8 236)
Solde au 31 mars 2020 4 050 902 $ 184 299 $			41 332 $ (521 314) $		(54 495) $ 503 344 $ 4 204 068 $
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Algonquin Power & Utilities Corp.
États des flux de trésorerie consolidés intermédiaires non audités
(en milliers de dollars américains)	Trois mois clos les 31 mars
	2021	2020
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
Activités d’exploitation
				Perte nette		(3 337) $	(79 373) $
				Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
				Amortissement	97 439	78 880
				Impôts reportés	(25 013)	(17 790)
				Gain latent sur instruments financiers dérivés	(943)	(239)
				Charge de rémunération à base d’actions	1 197	1 472
				Coût des capitaux investis aux fins de la construction	9	(1 001)
				Variation de la valeur des placements à la juste valeur	71 745	190 758
				Charges liées aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite en excédent
						(en deçà) des cotisations	(3 658)	4 383
				Distributions reçues des placements comptabilisés à la valeur de consolidation, déduction faite
						des produits	5 537	814
				Autres	2 018	(2 010)
				Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 20)	(388 518)	(109 027)
	(243 524)	66 867
Activités de financement
				Augmentation de la dette à long terme	2 523 221	732 730
				Remboursement de la dette à long terme	(1 747 081)	(384 949)
				Émission d’actions ordinaires, moins les coûts	128 743	765
				Dividendes en espèces sur actions ordinaires	(70 008)	(57 332)
				Dividendes sur actions privilégiées	(2 214)	(2 140)
				Apports des participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle
				rachetables (note 14)	210 673	—
				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 (notes 13 b) et c))	(6 982)	(7 507)
				Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(1 088)	(4 077)
				Produit du règlement d’actifs dérivés	(33 782)	—
				Actions remises pour financer les retenues d’impôts à l’exercice d’options sur actions	(809)	—
				Augmentation des autres obligations à long terme	38 874	2 400
				Diminution des autres obligations à long terme	(492)	(1 972)
	1 043 887	281 289
Activités d’investissement
				Acquisitions d’immobilisations corporelles et d’actifs incorporels	(295 389)	(155 902)
				Augmentation des placements à long terme	(467 206)	(61 089)
				Acquisition d’entités en exploitation	—	4 234
				Augmentation des autres actifs	(447)	(5 366)
				Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	—	9 715
				Produit de la vente d’actifs à long terme	4 344	415
	(758 698)	(207 993)
Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions	50	(4 480)
Augmentation de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie soumise à restrictions	41 715	135 683
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de la période	130 018	87 272
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de la période			171 733 $	222 955 $


Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés intermédiaires non audités (suite)

(en milliers de dollars américains)	Trois mois clos les 31 mars

	2021	2020
Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Trésorerie versée au cours de la période au titre des intérêts débiteurs			56 361 $	44 807 $
Trésorerie versée (remboursement reçu) au cours de la période au titre des impôts sur les bénéfices			(985) $	1 047 $
Trésorerie reçue au cours de la période au titre des distributions des placements comptabilisés à la valeur
de consolidation			26 785 $	25 434 $
Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
Acquisitions d’immobilisations corporelles dans les charges à payer			120 535 $	42 563 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et des régimes de
rémunération à base d’actions			29 960 $	33 847 $
Émission d’actions ordinaires à la conversion de débentures convertibles				— $	12 $
Cession d’immobilisations corporelles, d’actifs incorporels et de charges à payer en échange d’un effet
à recevoir			87 128 $	— $
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Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 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 celles présentées dans les états financiers consolidés d’AQN pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.
	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, laquelle 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 habituellement 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 libellés en dollars canadiens sont accompagnés du symbole « $ CA » ou de la mention « dollars 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 des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 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
	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 actuellement 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’alléger le fardeau que pourrait représenter la réforme des taux de référence. Les modifications s’appliquent à la comptabilisation des contrats, des relations de couverture et autres transactions faisant référence au LIBOR ou à un autre taux de référence qui doit être abandonné en raison de la réforme des taux de référence. 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 actuellement l’incidence de la réforme des taux de référence et de l’adoption de cette mise à jour.
3.	Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement
	a)	Acquisition du projet d’aménagement éolien Mid-West
		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 (les « projets éoliens du Missouri ») et de Neosho, au Kansas (le « projet éolien du Kansas » et, collectivement avec les projets éoliens du Missouri, les « projets éoliens »). Ces actifs, déduction faite du financement provenant de tiers investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux, devraient être inclus dans la base tarifaire d’Empire Electric System. Dans l’intervalle, les actifs acquis devraient être inclus dans le mécanisme réglementaire de comptabilisation des centrales en service (note 5).
		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 du Kansas et, en décembre 2020, des contrats donnant droit à des avantages fiscaux ont été conclus pour les projets éoliens du Missouri. 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 projets éoliens.

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3.	Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite)
	a)	Acquisition du projet d’aménagement éolien Mid-West (suite)
		Parallèlement à la conclusion des ententes donnant droit à des avantages fiscaux en décembre 2020, le projet éolien North Fork Ridge a commencé à être exploité commercialement et les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni le financement initial de 29 446 $. Au cours du trimestre, Empire Electric System a fait l’acquisition du projet éolien North Fork Ridge pour une contrepartie totale de 17 318 $ remise au promoteur tiers et a obtenu le contrôle de l’installation. Une tranche de 4 395 $ de la contrepartie était retenue et demeure payable au tiers au 31 mars 2021. Après l’acquisition, l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux a fourni du financement additionnel de 84 926 $ et le prêt à des tiers pour la construction de North Fork Ridge de 172 986 $ a été remboursé. La société a comptabilisé cette transaction à titre d’acquisition d’actifs puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables similaires. Le tableau qui suit résume la répartition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :
		Fonds de roulement	(15 896) $
		Immobilisations corporelles	284 048
		Dette à long terme	(172 986)
		Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations	(7 837)
		Passif d’impôt différé	(1 705)
		Participation ne donnant pas le contrôle (investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux)	(29 141)
		Total des actifs nets acquis	56 483
		Trésorerie et équivalents de trésorerie	8 673
		Actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie		47 810 $
		Après la fin du trimestre, Empire District System a fait l’acquisition des projets éoliens Neosho Ridge et Kings Point pour une contrepartie de 79 686 $. Un financement par des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux de 445 954 $ a été reçu et des prêts à la construction de 616 976 $ ont été remboursés. Par suite de l’obtention du contrôle des installations, la transaction sera traitée comme l’acquisition d’un actif.
	b)	Centrales éoliennes Maverick Creek et 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 demeure payable au 31 mars 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.

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3.	Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite)
	b)	Centrales éoliennes Maverick Creek et 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.
			Centrales éoliennes
			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’impôt différé		(6 431)
		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 le financement initial de 73 957 $ à la centrale éolienne Sugar Creek au cours du trimestre et le prêt à des tiers pour la construction de 284 829 $ a été remboursé après l’acquisition de la participation de 50 % restante dans la centrale.
	c)	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 du trimestre, un ajustement de 1 955 $ (3 075 536 CLP) a été effectué pour accroître la juste valeur des charges à payer et de la dette à long terme, déduction faite des impôts, et augmenter l’écart d’acquisition du même montant.
		Au cours du trimestre, 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 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 de 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 31 mars 2021, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 69 458 $ (91 295 $ au 31 décembre 2020) dans le secteur des services publics à tarifs réglementés de la société. Au 31 mars 2021, les débiteurs étaient présentés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 31 984 $ (29 506 $ au 31 décembre 2020).

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5.					Questions réglementaires
					Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont assujetties à la réglementation par l’organisme de réglementation de chaque territoire où elles 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 en vertu des approbations réglementaires obtenues dans la mesure où une incidence financière est prévue au cours de la période visée.

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5.		Questions réglementaires (suite)
		Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants :
	31 mars		31 décembre
			2021	2020
		Actifs réglementaires
				Ajustements des coûts liés aux marchandises et au combustible a)		264 244 $		18 094 $
				Centrale hors service	191 389		194 192
				Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	175 980		178 403
				Mécanisme d’ajustement des tarifs	98 345		99 853
				Remédiation environnementale	80 323		87 308
				Impôts sur les bénéfices	79 609		77 730
				Prime sur la dette	34 786		35 688
				Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	26 153		26 400
				Coûts capitalisés reportés	37 207		34 398
				Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations	26 749		26 546
				Gestion des feux de forêt et de la végétation	23 946		22 736
				Contrat d’entretien à long terme	13 240		14 405
				Frais afférents aux demandes de révision de tarifs	8 364				8 054
				Autres	22 336		21 664
		Total des actifs réglementaires		1 082 671 $		845 471 $
		Moins les actifs réglementaires à court terme		(101 618)			(63 042)
		Actifs réglementaires à long terme		981 053 $		782 429 $

		Passifs réglementaires
				Impôts sur les bénéfices		314 946 $		322 317 $
				Coûts d’enlèvement	197 049		200 739
				Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite	30 873		26 311
				Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible	7 217		20 136
				Mécanisme d’ajustement des tarifs	2 662				5 214
				Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle	13 615		10 440
				Compensation de la base tarifaire	6 587				6 874
				Autres	13 705				9 487
		Total des passifs réglementaires		586 654 $		601 518 $
		Moins les passifs réglementaires à court terme		(35 998)			(38 483)
		Passifs réglementaires à long terme		550 656 $		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 habituellement transférés aux clients et proposant de prolonger la période de recouvrement afin de réduire l’incidence sur les factures des clients.

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6.		Placements à long terme
		Les placements à long terme comprenaient ce qui suit :
	31 mars		31 décembre
			2021	2020
		Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur
				Atlantica a)		1 793 512 $		1 706 900 $
				Entente de souscription d’actions d’Atlantica a)	—	20 015
				Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	104 620		110 514
				1 898 132 $		1 837 429 $

		Autres placements à long terme
				Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation b)		344 524 $		186 452 $
				Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités comptabilisées à
				la valeur de consolidation b)	17 967		22 912
				Autres	5 301				5 219
						367 792 $		214 583 $
		Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les trois mois clos les 31 mars comprenaient ce qui suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2021	2020
		Profit (perte) de réévaluation à la juste valeur des placements comptabilisés à
				la juste valeur
				Atlantica		(64 433) $		(185 394) $
				Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	(7 312)				(4 142)
				San Antonio Water System	—	(1 222)
						(71 745) $		(190 758) $
		Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés des placements
				comptabilisés à la juste valeur
				Atlantica		20 564 $		18 426 $
				Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	4 344				3 904
				San Antonio Water System	—	1 048
						24 908 $		23 378 $
		Autres placements à long terme
				Quote-part du bénéfice (de la perte) de placements comptabilisés à la
				valeur de consolidation	(5 554)				(799)
				Intérêts créditeurs et autres produits	1 884				5 518
				(50 507) $		(162 661) $
		a)					Placement 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 additionnelles 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 des 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.

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Placements à long terme (suite)

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 344 524 $ (186 452 $ au 31 décembre 2020), y compris des placements dans des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») de 100 498 $ (174 685 $ au 31 décembre 2020).

Au cours du trimestre, la société a acquis une participation de 51 % dans trois centrales éoliennes auprès d’un portefeuille de quatre centrales éoliennes situées au Texas, pour 227 556 $. Les centrales ont commencé leurs activités commerciales. L’acquisition de la dernière centrale devrait être conclue après le début des activités commerciales, pour un prix d’acquisition d’environ 103 642 $. L’exploitation commerciale devrait commencer au deuxième trimestre de 2021. La société ne détient pas le contrôle des entités et comptabilise donc sa participation de 51 % à la valeur de consolidation.

Au cours du trimestre, la société a fait l’acquisition de la participation résiduelle de 50 % dans les centrales éoliennes Sugar Creek et Maverick Creek, pour 43 796 $, obtenant ainsi le contrôle des centrales (note 3 b)). En outre, Empire Electric System a fait l’acquisition de la centrale éolienne North Fork Ridge auprès de Liberty Utilities Co. et du promoteur tiers (note 3 a)) au cours du trimestre.

Après la fin du trimestre, le 9 avril 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 Campbell, en Virginie, pour 6 735 $, obtenant ainsi le contrôle du projet solaire. Au 31 mars 2021, la valeur comptable nette des immobilisations corporelles de la coentreprise était de 137 005 %, tandis que la dette de construction de tiers s’établissait à 121 604 $, laquelle devrait être remboursée au deuxième trimestre de 2021.

Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’AQN dans des sociétés à responsabilité limitée et des coentreprises importantes :

31 mars

31 décembre

2021

2020

Total de l’actif

2 835 485 $ 3 201 967 $

Total du passif

2 262 322 2 913 188

Actif net

573 163 $

288 779 $

Participation d’AQN dans les entités

288 012

141 666

Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la

quote-part sous-jacente dans les actifs nets a)

56 512

44 786

Valeur comptable des placements d’AQN dans les entités

344 524 $

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’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 31 mars 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 ou en panneaux solaires, d’ententes d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, de contrats d’acquisition et de vente, de conventions d’interconnexion, de conventions d’achat d’énergie, d’ententes de crédits d’énergie renouvelable et de conventions d’emprunt à la construction. La juste valeur du soutien fourni comptabilisée au 31 mars 2021 se chiffrait à 2 089 $ (12 273 $ au 31 décembre 2020).

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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 EDDV d’AQN :
		31 mars				31 décembre
					2021	2020
				Exposition maximale d’AQN à l’égard des EDDV
	Valeur comptable		100 498 $				174 685 $
	Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir				16 403	21 804
	Garanties d’obligation de prestation et autres engagements pour le
	compte des EDDV	135 045				965 291

			251 946 $ 1 161 780 $
				Les engagements sont présentés au montant brut, en supposant une valeur de recouvrement nulle pour les actifs des EDDV. La majorité des sommes engagées pour le compte d’EDDV dans le tableau précédent sont liées à des ententes d’approvisionnement en éoliennes et en panneaux solaires ainsi qu’à des ententes d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction.
7.			Dette à long terme
			La dette à long terme comprend ce qui suit :
							Taux d’intérêt
							nominal moyen	Valeur	31 mars		31 décembre
	Type d’emprunt						pondéré	Échéance								nominale	2021		2020
									Facilités de crédit renouvelables non
				garanties de premier rang						—	2021-2024								s. o.	1 445 792 $ 223 507 $
									Facilités de crédit bancaire non garanties
				de premier rang						—	2021-2031								s. o.	162 507		152 338
									Papier commercial	—	2021								s. o.	241 000		122 000
			Emprunts en dollars américains
									Effets non garantis de premier rang		3,46 %	2022-2047 1 700 000 $		1 688 711				1 688 390
									Effets non garantis de premier rang
				relatifs aux services publics				6,34 %	2023-2035 142 000 $		156 805				157 212
									Obligations garanties de premier rang
				relatives aux services publics				4,71 %	2026-2044 556 227 $		560 665				561 494
									Effets garantis de premier rang relatifs
				aux projets a)						—	2021 570 578 $		570 578								—
			Emprunts en dollars canadiens
									Effets non garantis de premier rang b)		4,20 %	2022-2050 1 000 669 $ CA		791 818				899 710
									Effets garantis de premier rang relatifs
				aux projets				10,21 %	2027								25 250 $ CA	20 080		20 315
			Emprunts en unidad de fomento chiliens
									Obligations non garanties de premier
				rang liées aux services publics				4,29 %	2028-2040								1 868 CLF	93 780		92 183
																				5 731 736 $ 3 917 149 $
			Emprunts subordonnés en dollars
									américains
									Effets non garantis subordonnés		6,50 %	2078-2079 637 500 $		621 658				621 321
																				6 353 394 $ 4 538 470 $
			Moins la tranche échéant à moins d’un an												(620 869)					(139 874)
																				5 732 525 $ 4 398 596 $
			Des obligations à court terme de 963 465 $ qui devraient être refinancés au moyen des facilités de crédit à long terme sont présentées à titre de dette à long terme.

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7.			Dette à long terme (suite)
			Un emprunt à long terme effectué par une filiale (effets relatifs à un projet ou obligations relatives à un service public) pour une centrale en exploitation particulière est généralement garanti par la centrale concernée sans autre recours envers la société. Les emprunts à long terme effectués par les filiales, garantis ou non, sont habituellement 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)	Effets garantis de premier rang relatifs aux projets en dollars américains
				En janvier 2021, dans le cadre de l’acquisition de la centrale éolienne Maverick Creek (note 3 b)), la société a repris les emprunts en cours de 570 578 $, en vertu de sa facilité relative à la construction qui arrive à échéance le 15 juin 2021.
			b)	Effets non garantis de premier rang en dollars canadiens
				Le 15 février 2021, le groupe Énergies renouvelables a remboursé un effet non garanti de 150 000 $ CA à échéance. Parallèlement au remboursement, le groupe Énergies renouvelables a remboursé et réglé le swap de taux d’intérêt fixes sur devises (note 21 b) iii)).
				Après la fin du trimestre, 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 effets 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) iii)).
8.			Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite
			Le tableau ci-dessous présente les éléments qui composent les coûts nets des prestations au titre des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités pour les trois mois clos les 31 mars :
	Prestations	Avantages complémentaires
	de retraite				de retraite
						Trois mois clos les 31 mars	Trois mois clos les 31 mars
						2021	2020	2021					2020
			Coût des services rendus						3 828 $	3 567 $	1 772 $				1 467 $
			Coûts non liés aux services
											Coût financier	6 706	4 791	1 021			1 819
											Rendement prévu des actifs des régimes	(11 164)	(6 249)	(2 511)			(2 192)
											Amortissement de la perte actuarielle
				(du gain actuariel), montant net		2 272	1 145	437					(13)
											Amortissement des crédits pour services
				passés	(407)						(402)	—				—
											Incidence des comptes réglementaires	6 184	3 538	1 146			919
									3 591 $	2 823 $	93 $			533 $
			Coût des prestations, montant net						7 419 $	6 390 $	1 865 $				2 000 $
			Les éléments qui composent les coûts des services rendus au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite sont portés aux charges d’exploitation, à même le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités. Les autres composantes du montant net du coût des prestations sont réputées constituer des coûts qui ne sont pas liés aux services de sorte qu’elles sont comptabilisées, après le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités.

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9.		Autres obligations à long terme
		Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :
	31 mars			31 décembre
			2021		2020
		Avances sous forme d’aide à la construction		88 697 $		79 864 $
		Obligation liée à la remédiation environnementale	60 696		69 383
		Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations	111 974		79 968
		Acomptes de clients	32 031		31 939
		Crédits d’impôt à l’investissement non amortis	17 758		17 893
		Crédits reportés	21 482		21 156
		Actions privilégiées de série C	13 772		13 698
		Frais de branchement	19 393		17 704
		Obligations locatives	9 087	14 288
		Obligations éventuelles de soutien à l’aménagement	2 089	12 273
		Obligation de règlement de couverture	32 126			—
		Billet à payer à une partie liée	30 493		30 493
		Autres	32 143		23 027
				471 741 $		411 686 $
		Moins la tranche échéant à moins d’un an		(76 261)		(72 505)
				395 480 $		339 181 $
10.		Capitaux propres
		a)			Actions ordinaires
					Nombre d’actions ordinaires
							Trois mois clos les 31 mars
							2021		2020
					Actions ordinaires au début de la période		597 142 219		524 223 323
					Appel public à l’épargne		8 188 225			—
					Régime de réinvestissement des dividendes		1 403 635		1 244 696
					Exercice des attributions à base d’actions b)		547 683		1 215 388
					Conversion de débentures convertibles		—	1 509
					Actions ordinaires à la fin de la période		607 281 762		526 684 916
					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 trois mois clos le 31 mars 2021, la société a émis 8 188 225 actions ordinaires en vertu du programme de placement au cours du marché à un prix moyen de 15,79 $ par action ordinaire, pour un produit brut de 129 279 $ (127 663 $ déduction faite des commissions). D’autres frais connexes ont totalisé 236 $.
					Au 6 mai 2021, la société a émis un total cumulatif de 21 604 478 actions ordinaires aux termes du programme de placement au cours du marché à un prix moyen de 14,84 $ par action pour un produit brut d’environ 320 583 $ (316 576 $ 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 3 649 $.

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10.	Capitaux propres (suite)
	b)	Rémunération à base d’actions
		Pour les trois mois clos le 31 mars 2021, AQN a comptabilisé une charge de rémunération à base d’actions totalisant 1 197 $ (1 472 $ 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 31 mars 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 12 417 $, et devrait être comptabilisé sur une période de 1,87 an.
		Régime d’options sur actions
		Au cours des trois mois clos le 31 mars 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 $ CA
		Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions temporairement incessibles
		Au cours des trois mois clos le 31 mars 2021, un total de 230 594 unités d’actions liées au rendement (« UAR ») et unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») ont été attribuées à des dirigeants 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 trois mois clos le 31 mars 2021, la société a réglé 702 578 UAR et UATI en échange de 369 934 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 332 644 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 fin du trimestre, le 27 avril 2021, 414 400 UAR ont été attribués à des employés de la société. Les droits se rattachant aux UAR seront acquis le 1er janvier 2024.
		Au cours des trois mois clos le 31 mars 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. Après la fin 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.
		Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs
		Au cours des trois mois clos le 31 mars 2021, 15 970 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.

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11.		Cumul des autres éléments du résultat étendu
		Le cumul des autres éléments du résultat étendu (« AERE ») comprend les soldes suivants, après impôts :
	Variation
	actuarielle de
	l’obligation au
	titre des
	prestations de
				Gain latent	retraite et des
				sur les	avantages
			Écarts de change	couvertures de	complémentaires
			cumulés	flux de trésorerie	de retraite			Total
		Solde au 1er janvier 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	(915)					(30 731)			—		(31 646)
						Montants reclassés du cumul des AERE dans
						les états des résultats consolidés intermédiaires non audités
				642					38 375		1 620							40 637
						AERE de la période considérée, montant net	(273) $					7 644 $	1 620 $				8 991 $
						AERE attribuables aux participations ne
						donnant pas le contrôle	(6 756)									—				—	(6 756)
						AERE de la période considérée attribuables
						aux actionnaires d’AQN, montant net	(7 029) $					7 644 $	1 620 $				2 235 $
		Solde au 31 mars 2021		(46 754) $				58 461 $	(31 979) $				(20 272) $
		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 actuarielles 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)).
12.		Dividendes
		Tous les dividendes de la société sont versés au gré du conseil. La société déclare et verse des dividendes sur les actions ordinaires en dollars américains. Les dividendes déclarés ont été comme suit :
				Trois mois clos les 31 mars
								2021	2020
				Dividende par	Dividende par
			Dividende	action	Dividende			action
		Actions ordinaires		94 614 $	0,1551 $	74 629 $			0,1410 $
		Actions privilégiées de série A		1 549 $ CA					0,3226 $ CA					1 549 $ CA					0,3226 $ CA
		Actions privilégiées de série D		1 273 $ CA					0,3182 $ CA					1 273 $ CA					0,3182 $ CA

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13.	Transactions entre parties liées
	a)	Placements comptabilisés à la valeur de consolidation
		La société fournit des services administratifs et des services d’aménagement à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation et les coûts engagés lui sont remboursés. À cet effet, la société a imputé 6 314 $ (4 557 $ en 2020) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation pour les trois mois clos le 31 mars 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 elle touche des honoraires d’aménagement à l’atteinte de certains jalons. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2021, les honoraires d’aménagement facturés à la société se sont élevés à 738 $ (néant en 2020).
		La société a émis à Altavista, une entité comptabilisée à la valeur de consolidation de la société, un billet à ordre en cours de 30 493 $ dont l’échéance initiale était le 31 mars 2021. Au cours du trimestre, la date d’échéance du billet à ordre a été reportée au 30 juin 2021.
	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 31 mars 2021. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2021, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à AAGES B.V. pour une contrepartie de 2 681 $ (3 766 $ en 2020) et comptabilisé des distributions de 2 544 $ (3 299 $ 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). La société a comptabilisé des distributions à AYES de 4 471 $ (4 208 $ en 2020) pour les trois mois clos le 31 mars 2021.
	Les transactions entre parties liées susmentionnées ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux transactions.

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14.	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables
	Pour les trois mois clos les 31 mars, l’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est détaillée comme suit :
		2021	2020
	Ajustements liés à la liquidation hypothétique à la valeur comptable (« LHVC ») et autres

				attribuables aux éléments suivants :
				Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
				donnant droit à des avantages fiscaux			21 942 $	18 232 $
				Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
				rachetables donnant droit à des avantages fiscaux	1 718	1 719
	Autre bénéfice net attribuable aux :
				Participations ne donnant pas le contrôle	(3 695)	(609)
							19 965 $	19 342 $
				Participation ne donnant pas le contrôle rachetable, détenue par des parties liées	(2 681)	(3 766)
	Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle			17 284 $	15 576 $
	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 contractuelles. 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.
	La société a obtenu le contrôle des centrales éoliennes North Fork Ridge et Sugar Creek en janvier 2021 (notes 3 a) et 3 b)). Au cours du trimestre, des investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux ont versé respectivement 84 927 $ et 73 957 $ aux centrales éoliennes North Fork Ridge et Sugar 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 31 mars 2021, le taux d’impôt de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiellement de l’incidence positive des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers et des avantages fiscaux réalisés sur les crédits d’impôt comptabilisés, 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 31 mars 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 de la perte liée à son placement dans Atlantica et de l’incidence des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers.
	Chaque trimestre, la société comptabilise des crédits d’impôt à l’aide d’un taux d’impôt effectif global prévu pour l’exercice complet, qui peut différer considérablement de la comptabilisation de crédits d’impôt à mesure que l’énergie éolienne est produite et vendue ou que des actifs d’énergie solaire sont mis en service. Les crédits d’impôt peuvent avoir une incidence considérable sur le taux d’impôt effectif de la société selon le montant du bénéfice avant impôt. La société a comptabilisé des crédits d’impôt de 11 600 $ (5 120 $ au 31 mars 2020) pour les trois mois clos le 31 mars 2021. Les crédits d’impôt qui ont été comptabilisés constituent des crédits d’impôt à l’investissement et des crédits d’impôt à la production en lien avec des projets d’énergie renouvelable qui ont été mis en service ou qui devraient être mis en service d’ici la fin de 2021.

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16.		Autres pertes nettes
		Les autres pertes nettes se composent des éléments suivants :

	Trois mois clos les 31 mars

	2021		2020
		Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition			2 102 $		26 $
		Autres	6 282		864

					8 384 $		890 $
		Les autres pertes comprennent essentiellement 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 et des reçus de souscription en circulation, des actions additionnelles 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 elles ont un effet dilutif, des actions ordinaires supplémentaires découlant de l’application de la méthode du rachat d’actions à l’égard des options sur actions en cours et des actions additionnelles émises après la clôture du trimestre en vertu du régime de réinvestissement des dividendes. Les débentures convertibles peuvent être converties en actions ordinaires à tout moment avant l’échéance ou le rachat par la société. Les actions pouvant être émises à la conversion des débentures convertibles sont incluses dans le bénéfice dilué par action.
		Le tableau qui suit présente le rapprochement du bénéfice net et du nombre d’actions moyen pondéré utilisé pour calculer le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action :
			Trois mois clos les 31 mars
			2021					2020
		Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires d’AQN		13 947 $		(63 797) $
		Dividende sur les actions privilégiées de série A			1 215	1 174
		Dividende sur les actions privilégiées de série D			999	966
		Bénéfice net des activités poursuivies, de base et dilué, attribuable aux
							actionnaires ordinaires d’AQN		11 733 $	(65 937) $
		Nombre moyen pondéré d’actions
		De base	599 659 587		525 828 253
		Effet des titres dilutifs	5 525 965					—
		Dilué	605 185 552		525 828 253
		L’incidence de 437 006 titres (5 463 041 titres en 2020) n’a pas été prise en compte dans le nombre moyen pondéré d’actions dans le tableau ci-dessus puisqu’ils sont antidilutifs.

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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 collecte 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 et la partie latente du gain ou de la perte sur les instruments dérivés non désignés comme élément constitutif d’une relation de couverture ne sont pas incluses dans l’évaluation du rendement des divisions par la direction et sont donc présentées dans les résultats du siège social.
					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.

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18.		Information sectorielle (suite)
				Trois mois clos le 31 mars 2021
	Groupe
	Services à			Groupe
	tarifs			Énergies
			réglementés			renouvelables Siège social	Total
		Produits1, 2	598 603 $					35 553 $	386 $ 634 542 $
		Achats de combustible, d’électricité et d’eau	245 522					7 928	—	253 450
		Produits, montant net	353 081					27 625	386	381 092
		Charges d’exploitation	153 133					28 025	—	181 158
		Frais d’administration	7 543					6 183	1 816	15 542
		Amortissement	67 567					29 578	294	97 439
		Gain de change		—	—				862	862
		Bénéfice (perte) d’exploitation	124 838			(36 161)			(2 586)	86 091
		Intérêts débiteurs	(24 301)			(16 293)			(8 986)	(49 580)
		Produit tiré des placements à long terme				1 174	22 417	(74 098)	(50 507)
		Autres	(8 491)					(876)	(1 612)	(10 979)
		Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices		93 220 $ (30 913) $ (87 282) $ (24 975) $
		Immobilisations corporelles	6 166 912 $ 3 575 539 $						31 023 $ 9 773 474 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur		—	1 898 132	—	1 898 132
		Entités émettrices comptabilisées à la valeur de			344 524
			consolidation	56 048			287 817			659
		Total de l’actif	9 166 449			6 037 555			82 120 15 286 124
		Dépenses en immobilisations	201 037 $					77 085 $	— $ 278 122 $
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 49 583 $ se rapportant à des pertes sur contrats dérivés de
			couverture sur l’énergie et à des crédits pour disponibilité pour la période de trois mois close le 31 mars 2021, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2) Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 2 361 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
			produits pour la période de trois mois close le 31 mars 2021, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

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18.		Information sectorielle (suite)
			Trois mois clos le 31 mars 2020
	Groupe
	Services à		Groupe
	tarifs		Énergies
			réglementés				renouvelables	Siège social			Total
		Produits1, 2		396 060 $						68 841 $	— $	464 901 $
		Achats de combustible et d’électricité	123 097						4 004	—	127 101
		Produits, montant net	272 963						64 837	—	337 800
		Charges d’exploitation	108 367						18 367	—	126 734
		Frais d’administration	9 487						6 206	1 141	16 834
		Amortissement	53 010						25 628	242	78 880
		Perte de change					—	—					(4 670)	(4 670)
		Bénéfice d’exploitation	102 099						14 636	3 287	120 022
		Intérêts débiteurs	(24 840)				(14 479)			(6 929)	(46 248)
		Produit (perte) tiré des placements à long terme	2 648						23 766	(189 075)			(162 661)
		Autres	(4 997)						834	(26)	(4 189)
		Bénéfice (perte) avant les impôts sur les bénéfices		74 910 $						24 757 $	(192 743) $			(93 076) $
		Dépenses en immobilisations		139 632 $						16 270 $	— $	155 902 $

					31 décembre 2020
		Immobilisations corporelles	5 757 532 $ 2 451 706 $										32 600 $ 8 241 838 $
		Placements comptabilisés à la juste valeur					—	1 837 429			—	1 837 429
		Entités comptabilisées à la valeur de consolidation	74 673				110 414			1 365	186 452
		Total de l’actif	8 528 172 4 586 878		108 856 13 223 906
		1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 9 292 $ se rapportant à des gains sur contrats dérivés de
										couverture sur l’énergie pour la période de trois mois close le 31 mars 2020, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		2) Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 2 968 $ se rapportant à d’autres programmes visant les
										produits pour la période de trois mois close le 31 mars 2020, qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
		La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a cherché à atténuer son risque de crédit en vendant de l’énergie à d’importantes sociétés de services publics situées dans diverses régions d’Amérique du Nord. L’apport des sociétés de services publics au total des produits ne dépasse en aucun cas 10 %.
		AQN exerce ses activités dans le secteur indépendant des services publics et de l’électricité aux États-Unis, au Canada et dans d’autres régions. Les informations financières par secteur géographique s’établissaient comme suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2021			2020
		Produits
										États-Unis	511 827 $			440 729 $
										Canada	47 851			24 172
										Autres régions	74 864				—
			634 542 $			464 901 $
		Les produits sont attribués aux régions selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics.

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19.	Engagements et éventualités
	a)	Éventualités
		AQN et ses filiales sont parties à divers litiges et à des réclamations dans le cours normal de leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire l’issue de ces questions avec certitude, la direction ne considère pas que l’exposition d’AQN à de tels litiges puisse avoir une incidence importante sur les présents états financiers consolidés intermédiaires non audités. Toutes les sommes à payer relativement à ces éléments sont comptabilisées dans les états financiers consolidés au moment où il est conclu qu’une perte financière est probable et qu’il est possible d’estimer le montant du passif connexe.
		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 initialement des dommages d’au moins 345 000 $ CA et des dommages-intérêts punitifs d’une somme de 25 000 $ CA. Le 28 novembre 2020, Gaia a donné à la société un avis d’arbitrage modifié dans le but, notamment, de réduire la valeur des dommages pour les ramener à 108 500 $ CA et de réduire la valeur des dommages-intérêts punitifs pour les ramener à 10 000 $ CA. Cette action résulte de la vente par Gaia en 2010 d’une participation dans certains projets de parcs éoliens envisagés 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’aller en arbitrage et les audiences sur cette affaire se sont conclues le 17 mars 2021. L’arbitre a pris l’affaire en délibéré et rendra sa décision ultérieurement. Le succès de cette action ne peut être raisonnablement prévu.
		Procédures d’expropriation
		Liberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. fait l’objet d’une procédure d’expropriation par la ville de Apple Valley. Un tribunal évaluera la nécessité de la prise de possession par Apple Valley et, si cette nécessité est établie, un jury déterminera la juste valeur de marché des actifs visés. La partie consacrée à la présentation de la preuve dans le cadre du procès sur le droit d’expropriation s’est terminée le 15 juillet 2020 et le tribunal devrait rendre sa décision en mai ou en juin 2021. Toute prise de possession par une entité publique nécessite légalement le versement d’une compensation équitable; toutefois, rien ne garantit que la somme reçue sera suffisante pour récupérer la valeur comptable nette du service public.
		Incendie de Mountain View
		Le 17 novembre 2020, un incendie de forêt, connu maintenant sous le nom d’incendie de Mountain View, s’est déclaré dans le territoire de service de Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC. La cause de l’incendie n’est pas encore connue et CAL FIRE n’a pas publié de rapport. La société et certaines de ses filiales sont défenderesses dans sept 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.
	b)	Engagements
		En plus des engagements liés aux acquisitions envisagées et aux projets d’aménagement présentés aux notes 3 et 6, les engagements importants étaient les suivants au 31 mars 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.

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19.			Engagements et éventualités (suite)
			b)	Engagements (suite)
				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)					39 171 $	27 353 $	26 416 $						26 592 $	21 907 $ 164 332 $ 305 771 $
	Contrats de service et
	d’approvisionnement en gaz naturelii)
					84 044	64 692	48 511						44 336	34 459				152 184	428 226
	Contrats de service				65 284	56 019	58 107						56 455	53 796				379 831	669 492
	Projets d’immobilisations 448 003	—							—		—	—							—	448 003
	Contrats de servitude et
	autres				10 865	10 899	11 037						11 161	11 298				423 159	478 419
	Total				647 367 $ 158 963 $ 144 071 $ 138 544 $ 121 460 $ 1 119 506 $ 2 329 911 $
				i) Achats d’électricité : Les installations de distribution d’électricité d’AQN ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques
	d’électricité afin de respecter les exigences de charge. Les montants engagés inclus dans le tableau ci-dessus sont basés sur les prix du marché au 31 mars 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 installations de distribution de gaz naturel et les centrales thermiques
	d’AQN ont conclu des contrats d’achat de quantités physiques de gaz naturel afin de respecter les exigences de charge et de production d’électricité.
20.			Éléments hors trésorerie liés à l’exploitation
			La variation des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation se détaille comme suit :
				Trois mois clos les 31 mars
				2021								2020
			Débiteurs							(29 746) $						39 932		$
			Carburant et gaz naturel stockés	17 972						11 010
			Stocks de fournitures et de matières consommables	(3 103)						(7 794)
			Impôts sur les bénéfices à recouvrer	(165)						(619)
			Charges payées d’avance	(1 029)								(10 448)
			Créditeurs	(39 330)								(71 170)
			Charges à payer	(69 359)								(35 396)
			Passif d’impôts exigibles	4 852								(29 155)
			Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et obligations
												environnementales	(459)					(572)
			Actifs et passifs réglementaires, montant net	(268 151)						(4 815)
										(388 518) $							(109 027) $

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21.			Instruments financiers
			a)	Juste valeur des instruments financiers
					Valeur
				31 mars 2021	comptable	Juste valeur						Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
				Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur				1 898 132 $ 1 898 132 $ 1 793 512 $				— $	104 620 $
				Prêts pour des projets
	d’aménagement à recevoir et autres
					18 871					25 172	—				25 172				—
				Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux de trésorerie
					47 667					47 667	—						—	47 667
	Contrats sur l’énergie non désignés
	comme couverture des flux de trésorerie
					327					327	—						—	327
	Swap de taux d’intérêt désigné
	comme couverture				10 758					10 758	—				10 758				—
	Contrats sur marchandises servant
	aux activités à tarifs réglementés				198					198	—				198				—
	Total des instruments dérivés				58 950					58 950	—				10 956	47 994
				Total des actifs financiers	1 975 953 $ 1 982 254 $ 1 793 512 $		36 128 $	152 614 $
				Dette à long terme	6 353 394 $ 6 708 044 $ 2 104 721 $ 4 603 323 $						— $
				Effets à payer à une partie liée	30 493					30 493	—				30 493				—
				Débentures convertibles	298					477	477						—		—
				Actions privilégiées de série C	13 772					15 048	—				15 048				—
				Instruments dérivés :
	Contrats sur l’énergie désignés
	comme couverture de flux de trésorerie
					3 474					3 474	—						—	3 474
	Contrats sur l’énergie non désignés
	comme couverture de flux de trésorerie
					1 219					1 219	—						—	1 219
	Swap de devises désigné comme
	couverture d’un placement net				47 749					47 749	—				47 749				—
	Swaps de taux d’intérêt désignés
	comme couvertures				8 565					8 565	—				8 565				—
	Contrats sur marchandises servant
	aux activités à tarifs réglementés	52										52	—						52	—
	Total des instruments dérivés				61 059					61 059	—				56 366	4 693
				Total des passifs financiers	6 459 016 $ 6 815 121 $ 2 105 198 $ 4 705 230 $			4 693 $

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21.		Instruments financiers (suite)
		a)	Juste valeur des instruments financiers (suite)
				Valeur
			31 décembre 2020	comptable	Juste valeur					Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
			Placements à long terme
	comptabilisés à la juste valeur			1 837 429 $ 1 837 429 $ 1 706 900 $		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 des 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	1 913 340 $ 1 920 624 $ 1 706 900 $		51 297 $	162 427 $
			Dette à long terme	4 538 470 $ 5 140 059 $ 2 316 586 $ 2 823 473 $					— $
			Effets 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 couvertures			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 31 mars 2021 et au 31 décembre 2020, en raison de l’échéance à court terme de ces instruments.
			La juste valeur des prêts pour des projets d’aménagement à recevoir et autres (niveau 2) est calculée au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés, selon les taux courants estimatifs du marché pour des instruments semblables, ajustés pour tenir compte du risque de crédit estimatif déterminé par la direction.
			La juste valeur du placement dans Atlantica (niveau 1) est établie selon le cours de clôture à la Bourse NASDAQ.

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21.

Instruments financiers (suite)

Juste valeur des instruments financiers (suite)

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 canadien. La juste valeur de la dette à long terme de niveau 2 portant intérêt à taux fixe et des actions privilégiées de série C de la société a été établie au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés et des taux d’intérêt en vigueur. La juste valeur de niveau 2 des débentures convertibles a été établie à leur valeur nominale ou, s’il est supérieur, selon le cours des actions ordinaires d’AQN, en supposant leur conversion.

Les instruments dérivés de la société classés au niveau 2 pour les évaluations de la juste valeur se composent essentiellement 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 12,91 $ et 136,75 $, soit un cours moyen pondéré de 23,5 $ au 31 mars 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) ii) 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 étaient les données relatives aux flux de trésorerie prévus, aux taux d’actualisation appliqués à ces flux de trésorerie, variant entre 9,02 % et 9,52 % et d’une moyenne pondérée de 9,44 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 22 % et 46 %, au 31 mars 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.

Instruments dérivés

Les instruments dérivés sont comptabilisés aux bilans consolidés à titre d’actifs ou de passifs et sont évalués à leur juste valeur à chaque date de clôture.

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

1 293 720

Contrats à terme

1 000 000

2 293 720

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

21.

Instruments financiers (suite)

Instruments dérivés (suite)

Dérivés sur marchandises – comptabilisation des activités à tarifs réglementés (suite)

La comptabilisation de ces instruments dérivés est assujettie aux normes comptables concernant les entités à tarifs réglementés. La juste valeur de ces instruments dérivés est donc inscrite à titre d’actif ou de passif à court terme ou à long terme, et des actifs ou passifs réglementaires compensatoires sont inscrits dans les bilans consolidés. Les gains et les pertes sur le règlement de ces contrats sont inclus pour la plupart dans le calcul des ajustements des coûts liés aux marchandises et au carburant (note 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 :

31 mars

31 décembre

2021

2020

Actifs réglementaires :

Swaps

111 $

228 $

Options

Contrats à terme

197 $

693 $

Passifs réglementaires :

Swaps

64 $

271 $

Options

— $

76 $

ii)

Couvertures de flux de trésorerie

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

Prix moyens

Quantité notionnelle

obtenus

Prix variable à payer

(MWh)

Échéance

(le MWh)

2 479 234

Décembre 2031

23,50 $

NI HUB

4 958 043

Septembre 2030

24,54 $

Illinois Hub

604 596

Décembre 2028

33,47 $

PJM Western HUB

2 807 012

Décembre 2027

24,47 $

NI HUB

2 220 175

Décembre 2027

36,46 $

ERCORT North HUB

À l’acquisition de la centrale éolienne Sugar Creek (note 3 b)), 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 résiduelle 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 notionnelle de 64 136 MWh au prix de 38,95 $ le MWh échéant en février 2022. La société fait aussi appel à des contrats d’achat à terme d’énergie pour atténuer le risque. 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’elles se produisent (note 21 b) iv)).

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31 mars 2021 et 2020

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

21.

Instruments financiers (suite)

Instruments dérivés (suite)

ii)

Couvertures de flux de trésorerie (suite)

En novembre 2020, à l’acquisition d’Ascendant, la société a procédé à la nouvelle 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 résiduelle 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 juillet 2024 et le 1er juillet 2029 sur les effets subordonnés non garantis de 350 000 $. La société a désigné la totalité du notionnel des trois swaps de taux d’intérêt où la société paie un taux variable et reçoit un taux fixe à titre de couverture des paiements de taux d’intérêt variable trimestriels à venir associés aux effets subordonnés non garantis.

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 d’effets 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 31 mars

2021

2020

Partie efficace de la couverture des flux de trésorerie

(30 731) $

(10 805) $

Amortissement de la couverture des flux de trésorerie

(898)

(8)

Montant reclassé du cumul des AERE

39 273

(3 275)

AERE attribuables aux actionnaires d’AQN

7 644 $

(14 088) $

La société prévoit que des gains latents de 6 691 $, 380 $ et 1 629 $, actuellement 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 12 prochains mois lorsque les couvertures sous-jacentes seront réglées.

iii)

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

La monnaie fonctionnelle de la majorité des établissements d’AQN est le dollar américain. La société désigne les obligations libellées en dollars canadiens comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales au Canada. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de change de 268 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2021 (gain de 1 463 $ en 2020) a été comptabilisée dans les AERE.

Algonquin Power & Utilities Corp.
Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités
31 mars 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)
	iii)	Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger (suite)
		Le 23 mai 2019, la société a conclu un swap de devises, dont les dates coïncident avec celles des effets non garantis subordonnés, afin de convertir en dollars canadiens des placements s’élevant à 350 000 $ US. La variation de la valeur comptable des effets attribuable aux fluctuations des cours au comptant est comptabilisée dans les états des résultats consolidés de chaque période à titre de perte (gain) de change. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de taux d’intérêt fixe sur devises comme une couverture de l’exposition au risque de change lié aux flux de trésorerie découlant des remboursements des intérêts et du capital des effets. Au moment de changer la monnaie fonctionnelle 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 laquelle les paiements d’intérêt futurs influent sur le bénéfice sur la durée résiduelle 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 résiduelle de la couverture initiale. Une perte de change de 4 014 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2021 (gain de 34 835 $ en 2020) 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 naturelles 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 fonctionnelle de ses établissements au Canada était le dollar canadien et qu’elle courait un risque de change à l’égard de ses transactions conclues en dollars américains. La société désigne les obligations libellées en dollars américains comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales aux États-Unis. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de change de 1 921 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2021 (perte de 4 604 $ en 2020) a été comptabilisée dans les AERE.
		La société était partie à un swap de devises de 650 000 $ CA pour convertir efficacement en dollars américains les débentures libellées en dollars canadiens. La société a désigné la totalité du notionnel du swap de taux d’intérêt fixe-fixe sur devises et les montants à court terme à payer en dollars 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 dollars 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 6 740 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2021 (perte de 43 832 $ en 2020) a été comptabilisé dans les AERE. Au cours du trimestre, 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)).

Algonquin Power & Utilities Corp.

Notes des états financiers consolidés intermédiaires non audités

31 mars 2021 et 2020

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

21.

Instruments financiers (suite)

Instruments dérivés (suite)

iii)

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

Activités au Canada (suite)

Après la fin 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 lié 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).

Activités au Chili

La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Chili. La société a déterminé que la monnaie fonctionnelle de ses établissements était le peso chilien. 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 son exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation.

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.

Le tableau suivant présente l’incidence sur les états des résultats consolidés intermédiaires non audités des instruments financiers dérivés non désignés comme couvertures :

Trois mois clos les 31 mars

2021

2020

Variation du gain latent (de la perte latente) sur les instruments financiers

dérivés :

Contrats dérivés sur l’énergie

(322) $

178 $

Variation totale du gain latent (de la perte latente) sur les instruments

financiers dérivés

(322) $

178 $

Gain réalisé (perte réalisée) sur les instruments financiers dérivés :

Contrats dérivés sur l’énergie

163

(132)

Total du gain réalisé (de la perte réalisée) sur les instruments financiers

dérivés

163 $

(132) $

Gain (perte) sur les instruments financiers dérivés non comptabilisés

comme des couvertures

(159)

Amortissement des gains sur le cumul des AERE gelés par suite de la fin de

la désignation de la couverture

1 248

1 089 $

57 $

Montants comptabilisés dans les états des résultats consolidés :

Gain sur les instruments financiers dérivés

1 089 $

57 $

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

21.	Instruments financiers (suite)

	c)	Gestion des risques
		Dans le cours normal de ses activités, la société est exposée à des risques financiers qui peuvent avoir une incidence sur ses résultats d’exploitation. Elle a recours à des stratégies de gestion des risques afin d’atténuer autant que possible ces risques de façon économique. Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer son exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation.
		La présente note donne des informations sur la nature et l’étendue de l’exposition de la société aux risques liés aux instruments financiers, y compris le risque de crédit et le risque de liquidité, ainsi que sur la façon dont 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.