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Published: 2020-05-11

États financiers consolidés intermédiaires non audités de

Algonquin Power & Utilities Corp.

Pour les trois mois clos les 31 mars 2020 et 2019


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
	2020	2019
Produits
			Distribution d’électricité à tarifs réglementés		180 699			$	205 061	$
			Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés	184 594	177 661
			Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés	27 839	26 786
			Ventes d’énergie à tarifs non réglementés	66 311	63 457
			Autres produits	5 458	4 260
	464 901	477 225
Charges
			Charges d’exploitation	127 896	120 113
			Achats d’électricité à tarifs réglementés	57 233	69 598
			Achats de gaz naturel à tarifs réglementés	63 613	79 554
			Achats d’eau à tarifs réglementés	2 251	1 454
			Achats d’énergie à tarifs non réglementés	4 004	6 921
			Frais d’administration	15 672	13 118
			Amortissement	78 880	71 047
			Gain de change	(4 670)	(533)
	344 879	361 272
Bénéfice d’exploitation	120 022	115 953
Intérêts débiteurs sur la dette à long terme et autres	(46 248)	(42 621)
Produit (perte) tiré des placements à long terme (note 6)	(162 661)	19 472
Autres pertes nettes (note 16)	(4 246)	(3 857)
Gain (perte) sur instruments financiers dérivés (note 21 b) iv))						57	(196)
	(213 098)	(27 202)
Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices	(93 076)	88 751
Recouvrement (charge) d’impôts (note 15)
			Impôts exigibles	(4 087)	(4 975)
			Impôts reportés	17 790	(9 856)
	13 703	(14 831)
Bénéfice net (perte nette)	(79 373)	73 920
Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (note 14)
			Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	19 342	19 328
			Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle détenues
			par une partie liée	(3 766)	(6 842)
		15 576			$	12 486			$
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.	(63 797) $	86 406			$
Dividende sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 12)	2 140	2 106
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires
d’Algonquin Power & Utilities Corp.		(65 937) $	84 300			$
Bénéfice net (perte nette) de base et dilué par action (note 17)		(0,13) $	0,17			$
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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
	2020	2019
Bénéfice net (perte nette)		(79 373) $	73 920 $
Autres éléments du résultat étendu (« AERE ») :
				Écart de conversion, déduction faite de la charge d’impôts
				respectivement de 5 703 $ et 253 $ (notes 21 b) iii) et 21 b) iv))	(36 630)	14 814
				Variation de la juste valeur de la couverture des flux de trésorerie, déduction faite
				respectivement d’un recouvrement d’impôts de 5 087 $ et d’une charge d’impôts de 518 $ (note 21 b) ii))
	(14 088)	1 463
				Variation des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite,
				déduction faite respectivement d’un recouvrement d’impôts de 31 $ et de 91 $ (note 8)
					(76)	(254)
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts	(50 794)	16 023
Résultat étendu	(130 167)	89 943
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(21 636)	(12 469)
Résultat étendu attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.		(108 531) $	102 412 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités
(en milliers de dollars américains)
	31 mars	31 décembre
			2020	2019
ACTIF
Actif à court terme :
					Trésorerie et équivalents de trésorerie	197 414 $	62 485 $
					Débiteurs, montant net (note 4)	240 987	259 144
					Gaz naturel et carburant stockés	19 740	30 804
					Stock de fournitures et de matières consommables	68 136	60 295
					Actifs réglementaires (note 5)	56 129	50 213
					Charges payées d’avance	38 607	29 003
					Instruments dérivés (note 21)	15 495	13 483
					Autres actifs	4 722	7 764
			641 230	513 191
Immobilisations corporelles, montant net	7 008 133			7 231 664
Actifs incorporels, montant net			51 388	47 616
Goodwill	1 022 906			1 031 696
Actifs réglementaires (note 5)	703 186			509 674
Placements à long terme (note 6)
					Placement à la juste valeur	1 105 056		1 294 147
					Autres placements à long terme	190 748	121 968
Instruments dérivés (note 21)			76 505	72 221
Impôts reportés (note 15)			44 757	30 585
Autres actifs			56 714	58 708
	10 900 623 $	10 911 470 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés intermédiaires non audités

(en milliers de dollars américains)
	31 mars	31 décembre
			2020	2019
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme :
					Créditeurs			71 824 $	150 336 $
					Charges à payer	249 004	307 952
					Dividendes à payer (note 12)	74 103	73 945
					Passifs réglementaires (note 5)	37 515	41 683
					Dette à long terme (note 7)	161 005	225 013
					Autres obligations à long terme (note 9)	57 471	57 939
					Instruments dérivés (note 21)	48 561	5 898
					Autres passifs	8 073	9 300
	707 556	872 066
Dette à long terme (note 7)	4 043 762	3 706 855
Passifs réglementaires (note 5)	559 396	556 379
Impôts reportés (note 15)	489 623	491 538
Instruments dérivés (note 21)			80 976	78 766
Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires
de retraite (note 8)	225 458	224 094
Autres obligations à long terme (note 9)	259 478	243 401
	5 658 693	5 301 033
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 14)
					Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée
					(note 13 b))	306 329	305 863
					Participations ne donnant pas le contrôle rachetables	23 977	25 913
Capitaux propres :
					Actions privilégiées	184 299	184 299
					Actions ordinaires (note 10 a))	4 050 902	4 017 044
					Surplus d’apport	41 332	50 579
					Déficit	(521 314)	(367 107)
					Cumul des autres éléments du résultat étendu (« CAERE ») (note 11)	(54 495)			(9 761)
					Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires
					d’Algonquin Power & Utilities Corp.	3 700 724	3 875 054
					Participations ne donnant pas le contrôle
					Participations ne donnant pas le contrôle	439 854	457 834
					Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 13 c))	63 490	73 707
						503 344	531 541
					Total des capitaux propres	4 204 068	4 406 595
Engagements et éventualités (note 19)
Événements postérieurs à la date du bilan (notes 7, 10 et 15)
	10 900 623 $ 10 911 470 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(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 et distributions
déclarés 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)					—	—				—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle								—	—	—		—	—	3 371					3 371
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures convertibles
		12							—	—		—	—	—						12
Actions ordinaires émises 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. État des capitaux propres consolidés intermédiaires non audités
(en milliers de dollars américains) Pour les trois mois clos le 31 mars 2019
	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 2018		3 562 418 $ 184 299 $		45 553 $ (595 259) $		(19 385) $ 519 896 $ 3 697 522 $
Adoption de l’ASU 2017-12
portant sur la couverture	—							—	—	(186)				186	—							—
Bénéfice net (perte nette)	—							—	—	86 406				—	(12 486)	73 920
Participations ne donnant pas le
contrôle rachetables non comprises dans les capitaux propres (note 14)
	—							—	—		—	—	(4 536)	(4 536)
Autres éléments du résultat
étendu	—							—	—		—	16 006							17	16 023
Dividendes et distributions
déclarés aux participations ne donnant pas le contrôle
	—							—	—	(49 879)				—	(2 155)	(52 034)
Dividendes et émission d’actions
aux termes du régime de réinvestissement des dividendes
	15 508							—	—	(15 508)				—	—							—
Apports des participations ne
donnant pas le contrôle	—							—	—		—	—	3 565				3 565
Actions ordinaires émises à la
conversion de débentures convertibles
	30							—	—		—	—	—								30
Rémunération à base d’actions	—							—	1 899							—	—	—					1 899
Actions ordinaires émises dans le
cadre d’attributions à base d’actions
		12 395						—	(6 447)	(9 566)				—	—	(3 618)
Solde au 31 mars 2019		3 590 351 $ 184 299 $		41 005 $ (583 992) $		(3 193) $ 504 301 $ 3 732 771 $
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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
	2020	2019
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
Activités d’exploitation
				Bénéfice net (perte nette)		(79 373) $	73 920 $
				Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
				Amortissement	78 880	71 047
				Impôts reportés	(17 790)	9 856
				Gain latent (perte latente) sur instruments financiers dérivés	(239)	531
				Charge de rémunération à base d’actions	1 472	1 543
				Coût des capitaux investis aux fins de la construction	(1 001)	(462)
				Variation de la valeur des placements à la juste valeur	190 758	5 818
				Excédent des charges de régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite sur
					les cotisations	4 383	2 797
				Distributions reçues des placements comptabilisés à la valeur de consolidation, déduction faite
					des produits	814	2 064
				Autres	(2 010)	905
				Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 20)	(109 027)	(45 898)
	66 867	122 121
Activités de financement
				Augmentation de la dette à long terme	732 730	622 541
				Diminution de la dette à long terme	(384 949)	(316 368)
				Émission d’actions ordinaires, moins les coûts	765	393
				Dividendes en espèces sur actions ordinaires	(57 332)	(44 710)
				Dividendes sur actions privilégiées	(2 140)	(2 106)
				Apports en espèces des participations ne donnant pas le contrôle fondés sur la production	3 371	3 565
				Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle d’une partie liée (note 13 b) et c))	(7 507)	(7 094)
				Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(4 077)	(2 236)
				Produit du règlement des actifs dérivés			—	(8 732)
				Augmentation des autres obligations à long terme	2 400	3 278
				Diminution des autres obligations à long terme	(1 972)	(2 445)
	281 289	246 086

Activités d’investissement
				Acquisitions d’immobilisations corporelles et d’actifs incorporels	(155 902)	(107 386)
				Augmentation des placements à long terme	(61 089)	(230 800)
				Acquisition d’entités en exploitation (note 3)	4 234	(1 350)
				Augmentation des autres actifs	(5 366)	(1 036)
				Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	9 715	10 601
				Produit de la vente d’actifs à long terme	415	—
	(207 993)	(329 971)
Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions	(4 480)	159
Augmentation de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie soumise à restrictions	135 683	38 395
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de la période	87 272	65 773
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de la période		222 955 $	104 168 $
Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :	2020	2019
Trésorerie versée au cours de la période au titre des intérêts débiteurs		44 807 $	37 144 $
Trésorerie versée (remboursement reçu) au cours de la période au titre des impôts sur les bénéfices		1 047 $	(654) $
Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
Acquisitions d’immobilisations corporelles dans les charges à payer		42 563 $	20 403 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et des régimes de
rémunération à base d’actions		33 847 $	27 223 $
Émission d’actions ordinaires à la conversion de débentures convertibles		12 $	30 $
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Algonquin Power & Utilities Corp. Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités 31 mars 2020 et 2019 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
Algonquin Power & Utilities Corp. (« APUC » ou la « société ») est une entité constituée en société en vertu de la Loi canadienne sur les sociétés par actions. Les activités d’APUC 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 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’APUC sont conformes à celles présentées dans les états financiers consolidés d’APUC pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, sauf pour les méthodes comptables adoptées décrites aux notes 2 a) et 1 e).
	b)	Pandémie de COVID-19
		L’éclosion du nouveau coronavirus (la « COVID-19 ») a entraîné une volatilité et une faiblesse importantes de l’économie mondiale. La pandémie n’a eu aucune répercussion négative significative sur les activités de la société au cours des trois mois clos le 31 mars 2020. Les activités, la situation financière, les flux de trésorerie et les résultats d’exploitation de la société peuvent néanmoins subir les effets réels et potentiels futurs attribuables à la COVID-19, dont la portée est inconnue pour le moment. La société a reçu des avis de cas de force majeure ou des avis similaires de fournisseurs ou d’entrepreneurs de tous les projets de construction d’énergie renouvelable d’envergure de la société. Ces avis ont trait notamment à des retards de livraison de composantes causés par la fermeture d’installations de fabrication à l’étranger en raison de la COVID-19. Pour le moment, il n’est pas possible d’estimer de façon fiable l’incidence globale sur chacun des projets et sur les résultats financiers de la société.
	c)	Caractère saisonnier
		Les résultats d’exploitation d’APUC 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 impose un plafond de revenu volumétrique qui ne fluctue pas en fonction de l’utilisation. Les divers services publics de distribution d’électricité d’APUC 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’APUC 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’APUC 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’APUC, 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’APUC bénéficient d’un meilleur ensoleillement en été, lequel est plus faible en hiver.


Algonquin Power & Utilities Corp. Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités 31 mars 2020 et 2019 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
1.	Principales méthodes comptables (suite)
	d)	Conversion des devises
		La monnaie de présentation d’APUC 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 » immédiatement après le montant présenté.
		Avec prise d’effet le 1er janvier 2020, APUC, la société mère non consolidée, a changé sa monnaie fonctionnelle, le dollar canadien, pour passer au dollar américain, en raison d’une combinaison de facteurs ayant trait aux activités d’exploitation, de financement et d’investissement. Par suite du changement de monnaie fonctionnelle, des changements ont été apportés à certaines relations de couverture de la société dans le but d’atténuer le risque résiduel lié au dollar canadien (note 21 b) iii)).
	e)	Pertes de crédit attendues
		La société a adopté le Topic 326, Financial Instrument – Credit Losses (« ASC 326 ») du Financial Accounting Standards Board (« FASB ») des États-Unis au premier trimestre de 2020 selon une approche rétrospective modifiée. La société a des créances clients et des prêts à recevoir de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation dans le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. De nouvelles politiques sur les provisions ont été mises en place à l’égard des prêts de la société et des créances clients du groupe Énergies renouvelables. L’incidence à l’adoption sur la charge au titre des créances irrécouvrables n’était pas significative.
2.	Prises de position en comptabilité publiées récemment
	a)	Prises de position en comptabilité adoptées récemment
		Le FASB a publié l’accounting standards update (« ASU ») 2018-18, Collaborative Arrangements (Topic 808): Clarifying the Interaction between Topic 808 and Topic 606 en vue de réduire le foisonnement de pratiques de comptabilisation des transactions en raison des différentes appréciations de la substance économique d’un accord de collaboration. L’adoption de cette mise à jour au cours du trimestre n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités.
		Le FASB a publié l’ASU 2018-17, Consolidation (Topic 810): Targeted Improvements to Related Party Guidance for Variable Interest Entities en vue d’améliorer la présentation d’information financière aux fins générales. Cette mise à jour précise que les intérêts indirects détenus par l’entremise de parties liées dans des accords sous contrôle commun devraient être pris en compte proportionnellement afin de déterminer si les frais payés aux décideurs et aux prestataires de services constituent des intérêts variables. L’adoption de cette mise à jour au cours du trimestre n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités.
		Le FASB a publié l’ASU 2017-04, Business Combinations (Topic 350): Intangibles – Goodwill and Other (Topic 350): Simplifying the Test for Goodwill Impairment. La mise à jour a pour but de simplifier le test de perte de valeur du goodwill en éliminant l’étape 2 du test. Cette étape mesurait la perte de valeur du goodwill en comparant la juste valeur implicite du goodwill d’une unité d’exploitation à sa valeur comptable. La perte de valeur correspondra dorénavant à l’excédent de la valeur comptable de l’unité d’exploitation sur sa juste valeur. La société appliquera les prises de position de manière prospective pour le test de dépréciation du goodwill.
		Le FASB a publié l’ASU 2016-13, Financial Instruments – Credit Losses (Topic 326): Measurement of Credit Losses on Financial Instruments pour fournir un plus grand nombre de renseignements utiles aux utilisateurs des états financiers pour la prise de décisions portant sur les pertes de crédit attendues sur des instruments financiers et d’autres engagements de crédit détenus par une entité présentant l’information financière à chaque date de clôture. L’adoption de ce Topic au premier trimestre n’a pas eu une incidence significative sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités (note 1 e)).


Algonquin Power & Utilities Corp. Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités 31 mars 2020 et 2019 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
2.	Prises de position en comptabilité publiées récemment (suite)
	b)	Directives comptables récentes n’ayant pas encore été adoptées
		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. 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
	Acquisition d’Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Société en Commandite et de St. Lawrence Gas Company, Inc.
	La	société	a	clôturé	l’acquisition	d’Enbridge	Gaz	Nouveau-Brunswick	Société	en	Commandite
	(« Gaz Nouveau-Brunswick ») le 1er octobre 2019, et de St. Lawrence Gas Company, Inc. (« St. Lawrence Gas »), le 1er novembre 2019. Gaz Nouveau-Brunswick est un service public à tarifs réglementés qui fournit du gaz naturel. Le prix d’acquisition comptabilisé en 2019 était de 256 011 $ (339 036 $ CA). Un ajustement de clôture de 3 904 $ (5 447 $ CA) a été effectué en 2020. St. Lawrence Gas est un service public à tarifs réglementés qui fournit du gaz naturel dans le nord de l’État de New York. Le prix d’acquisition total de la transaction comptabilisé en 2019 était de 61 820 $. Un ajustement de clôture de 120 $ a été effectué en 2020. Dans les deux cas, l’ajustement a permis de réduire le goodwill.
	La détermination de la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris est fondée sur les estimations préliminaires
	de la direction et sur des hypothèses. En raison du calendrier des acquisitions, la société n'a pas finalisé les évaluations de la juste valeur.
4.	Débiteurs
	Au 31 mars 2020, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 56 717 $ (80 295 $ au 31 décembre 2019) dans le secteur des services publics à tarifs réglementés de la société. Au 31 mars 2020, les débiteurs sont présentés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 7 129 $ (4 939 $ au 31 décembre 2019).
5.	Questions réglementaires
	Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont régies par les commissions de services publics des États et des provinces où ils 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. Ces services publics exercent leurs activités en vertu de la réglementation du coût du service que ces autorités appliquent. Les services publics à tarifs réglementés en exploitation de la société sont comptabilisés conformément aux principes énoncés dans l’ASC 980. 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.


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5.	Questions réglementaires (suite)
	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. La procédure réglementaire suivante a été réglée récemment :
					Augmentation
				Type de procédure	annuelle des	Date d’entrée
		Service public	État	réglementaire	produits	en vigueur
	New England Natural Gas						Massachusetts Plan d’amélioration du	2 679 $	1er mai 2020
	System			réseau de distribution de gaz

	Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants :
								31 mars	31 décembre
								2020	2019
	Actifs réglementaires
	Centrale hors service a)									199 795 $		— $
	Remédiation environnementale							89 666	82 300
	Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite							139 682	143 292
	Impôts sur les bénéfices							70 919	71 506
	Prime sur la dette							40 512	42 150
	Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible							13 116	23 433
	Mécanisme d’ajustement des tarifs							75 692	69 121
	Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés
		à la clientèle						26 299	26 369
	Coûts capitalisés reportés							37 046	38 833
	Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations							25 177	23 841
	Contrat d’entretien à long terme							14 375	13 264
	Frais afférents aux demandes de révision de tarifs							6 695	6 695
	Autres							20 341	19 083
	Total des actifs réglementaires									759 315 $	559 887 $
	Moins les actifs réglementaires à court terme							(56 129)	(50 213)
	Actifs réglementaires à long terme									703 186 $	509 674 $

	Passifs réglementaires
	Impôts sur les bénéfices									321 132 $	321 960 $
	Coûts d’enlèvement							194 201	196 423
	Base tarifaire compensatoire							7 967	8 719
	Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible							18 586	16 645
	Mécanisme d’ajustement des tarifs							10 848	10 446
	Coûts capitalisés reportés – liés au combustible							7 057	7 097
	Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite							22 779	22 256
	Autres							14 341	14 516
	Total des passifs réglementaires									596 911 $	598 062 $
	Moins les passifs réglementaires à court terme							(37 515)	(41 683)
	Passifs réglementaires à long terme									559 396 $	556 379 $


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5.	Questions réglementaires (suite)
	a) Centrale hors service
	Le 1er mars 2020, la centrale alimentée au charbon de 200 MW de la société située à Asbury, au Missouri, a cessé ses activités. La société a transféré la valeur comptable nette résiduelle de la centrale d’Asbury mise hors service des « centrales en service » aux « actifs réglementaires ». L’évaluation définitive de l’actif réglementaire sera déterminée dans les futures ordonnances de la commission. La société évalue également les exigences liées à la mise hors service de la centrale. Conformément aux ordonnances de la commission dans deux territoires où la société mène ses activités, celle-ci est tenue de faire le suivi de l’incidence de la mise hors service de la centrale d’Asbury sur les tarifs afin d’en tenir compte dans la prochaine demande tarifaire. La société s’attend à reporter les montants perçus auprès des clients jusqu’à l’entrée en vigueur des nouveaux tarifs. Les sommes ainsi à payer comprendront les produits perçus liés à la centrale d’Asbury, qui feront l’objet d’une demande de révision tarifaire future et possiblement d’un remboursement aux clients. La résolution finale de cette question est incertaine.
6.	Placements à long terme
	Les placements à long terme comprenaient ce qui suit :
		31 mars	31 décembre
		2020	2019
	Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur
	Atlantica a)				1 002 208 $	1 178 581 $
	Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	76 994	88 494
	San Antonio Water System	25 854	27 072
					1 105 056 $	1 294 147 $
	Autres placements à long terme
	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation b)				127 569 $	83 497 $
	Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités comptabilisées à
					la valeur de consolidation	58 823	36 204
	Autres	4 356				2 267
	Total des autres placements à long terme				190 748 $	121 968 $
	Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les trois mois clos les 31 mars 2020 et 2019 comprenaient ce qui suit :
		Trois mois clos les 31 mars
		2020	2019
	Perte de réévaluation à la juste valeur des placements comptabilisés à la
	juste valeur
					Atlantica		(185 394) $			(5 818) $
					Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	(4 142)			—
					San Antonio Water System	(1 222)			—
							(190 758) $			(5 818) $
	Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés des placements
	comptabilisés à la juste valeur
					Atlantica		18 426 $	15 376 $
					Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.	3 904			—
					San Antonio Water System	1 048			—
							23 378 $	15 376 $
	Autres placements à long terme
					Quote-part de la perte de placements comptabilisés à la valeur de
					consolidation	(799)			(2 106)
					Intérêts créditeurs et autres produits	5 518	12 020
			(162 661) $	19 472 $


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6.	Placements à long terme (suite)
	a)	Participation dans Atlantica
		AAGES (AY Holdings) B.V. (« AY Holdings »), une entité contrôlée et consolidée par APUC, détient une participation d’environ 44,2 % (44,2 % au 31 décembre 2019) dans Atlantica. APUC dispose de la souplesse voulue, sous réserve de certaines conditions, pour accroître sa participation dans Atlantica jusqu’à concurrence de 48,5 %. Le coût des actions s’est élevé à 1 036 414 $. 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.
	b)	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation
		La société détient des participations ne donnant pas le contrôle dans diverses s.e.n.c.r.l. et coentreprises d’une valeur comptable totale de 127 569 $ (83 497 $ au 31 décembre 2019), y compris des placements dans des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») de 103 395 $ (59 091 $ au 31 décembre 2019).
		Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’APUC dans des s.e.n.c.r.l. et des coentreprises importantes :
			31 mars		31 décembre
			2020		2019
		Total de l’actif	1 280 753 $		833 791 $
		Total du passif	1 088 303		697 751
		Actif net	192 450		136 040
		Participation d’APUC dans les entités	99 175		63 624
		Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la quote-
		part sous-jacente dans les actifs netsa)	25 778		18 487
		Valeur comptable des placements d’APUC dans les entités		124 953 $		82 111 $
		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.
		La société a des facilités de prêt et de soutien au crédit confirmées avec certaines de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Au cours de la construction, la société est tenue de fournir des avances au comptant et du soutien au crédit aux montants nécessaires pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation. Au 31 mars 2020, la société avait émis des lettres de crédit et des garanties d’obligations 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, de conventions d’apport de capital, d’ententes avec les propriétaires fonciers, et d’une convention d’emprunt à la construction. La juste valeur du soutien fourni comptabilisée au 31 mars 2020 se chiffrait à 16 672 $ (9 493 $ au 31 décembre 2019). La société n’est pas considérée comme le principal bénéficiaire de ces entités, les partenaires détenant un contrôle conjoint et toutes les décisions devant être prises à l’unanimité. Par conséquent, la société comptabilise sa participation dans ces EDDV à la valeur de consolidation.


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6.	Placements à long terme (suite)
	b)	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite)
		Le tableau suivant résume l’information combinée sur les EDDV d’APUC :
			31 mars		31 décembre
			2020		2019
		Exposition maximale d’APUC à l’égard des EDDV
		Valeur comptable		103 395 $		59 091 $
		Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir	57 664		35 000
		Engagements pour le compte des EDDV	1 389 972		1 364 871
			1 551 031 $ 1 458 962 $
		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	2020					2019
	Facilités de crédit renouvelables non
	garanties de premier rang a)									—	2023-2024	s. o.	409 674 $ 141 577 $
	Facilités de crédit bancaire non
	garanties de premier rang b)									—	2020	s. o.	75 000	75 000
	Papier commercial									—	2020	s. o.	154 250	218 000
	Emprunts en dollars américains
	Effets non garantis de premier rang					4,09 %	2020-2047 1 225 000 $	1 219 803		1 219 579
	Effets non garantis de premier rang
	relatifs aux services publics						6,00 %	2020-2035 217 000 $	233 308		233 686
	Obligations garanties de premier rang
	relatives aux services publics						4,75 % 2020-2044 662 500 $	664 783		672 337
	Emprunts en dollars canadiens
	Effets non garantis de premier rang c)					4,28 %	2021-2050 1 150 669 $ CA	807 314		728 679
	Effets garantis de premier rang
	relatifs aux projets						10,21 %	2020-2027	27 747 $ CA	19 517		21 961
												3 583 649 $ 3 310 819 $
	Emprunts subordonnés en dollars
	américains
	Effets non garantis subordonnés						6,50 %	2078-2079 637 500 $	621 118		621 049
												4 204 767 $ 3 931 868 $
	Moins la tranche échéant à moins
	d’un an							(161 005)		(225 013)
												4 043 762 $ 3 706 855 $
	Des obligations à court terme de 476 202 $ 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)	Facilités de crédit renouvelables non garanties de premier rang Le 24 février 2020, le groupe Énergies renouvelables a augmenté le montant sur sa facilité de lettres de crédit non confirmée pour la faire passer à 350 000 $ et en a reporté l’échéance jusqu’au 30 juin 2021.
	b)	Facilités de crédit bancaire non garanties de premier rang Après la fin du trimestre, compte tenu de l’incertitude provoquée par la pandémie de COVID-19, la société a obtenu des liquidités supplémentaires afin de disposer d’une plus grande marge de sécurité pour pouvoir aller de l’avant avec son plan de dépenses en immobilisations de 2020 et ses acquisitions confirmées indépendamment de l’état des marchés financiers. Les liquidités supplémentaires ont été obtenues grce à trois nouvelles facilités de crédit non renouvelables non garanties à prélèvement différé de premier rang totalisant 1 600 000 $ et échéant en avril 2021.
	c)	Effets non garantis de premier rang en dollars canadiens Le 14 février 2020, le groupe Services à tarifs réglementés a émis des débentures non garanties de premier rang pour un montant de 200 000 $ CA portant intérêt au taux de 3,315 % et venant à échéance le 14 février 2050. Les débentures peuvent être rachetées à un prix fondé sur une provision compensatoire.

8.	Régimes de retraite et d’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.
			Régimes	Avantages complémentaires
			de retraite		de retraite
						Trois mois clos les 31 mars	Trois mois clos les 31 mars
						2020	2019	2020			2019
	Coût des services rendus								3 567 $	3 265 $	1 467 $	1 199 $
	Coûts non liés aux services
	Coût financier					4 791	4 759	1 819			1 784
	Rendement prévu des actifs des régimes					(6 249)	(7 123)	(2 192)			(1 930)
	Amortissement de la perte actuarielle
		(du gain actuariel), montant net				1 145	(316)	(13)		(52)
	Amortissement des crédits pour services
		passés				(402)	22	—		(95)
	Amortissement des actifs et des passifs
		réglementaires				3 538	3 077	919			1 167
									2 823 $	419 $	533 $	874 $
	Coût des prestations, montant net								6 390 $	3 684 $	2 000 $	2 073 $


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8.	Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite)
	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 dans les autres pertes nettes, après le bénéfice d’exploitation, dans les états des résultats consolidés intermédiaires non audités.

9.	Autres obligations à long terme
	Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :

		31 mars	31 décembre
		2020	2019
	Avances sous forme d’aide à la construction		61 435 $	60 828 $
	Obligation liée à la remédiation environnementale	66 849	58 061
	Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations	54 061	53 879
	Acomptes de clients	31 907	31 946
	Crédits d’impôt à l’investissement non amortis	18 103	18 234
	Crédits reportés	18 930	18 952
	Obligations éventuelles de soutien à l’aménagement	16 963		9 446
	Actions privilégiées de série C	12 548	13 793
	Obligations locatives	8 701		9 695
	Autres	27 452	26 506
			316 949 $	301 340 $
	Moins la tranche échéant à moins d’un an	(57 471)	(57 939)
			259 478 $	243 401 $

10.	Capitaux propres
	a)				Actions ordinaires
					Nombre d’actions ordinaires
						Trois mois clos les 31 mars
						2020		2019
					Actions ordinaires au début de la période	524 223 323	488 851 433
					Régime de réinvestissement des dividendes	1 244 696	1 606 001
					Exercice des attributions à base d’actions b)	1 215 388	823 414
					Conversion de débentures convertibles	1 509	3 866
					Actions ordinaires à la fin de la période	526 684 916	491 284 714

	b)				Rémunération à base d’actions
					Au cours des trois mois clos le 31 mars 2020, le conseil d’administration de la société (le « conseil ») a autorisé l’attribution de 948 347 options aux dirigeants de la société. Les options ouvrent droit à l’achat d’actions ordinaires à un prix moyen pondéré de 16,70 $ 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 2020, 2021 et 2022. Les options peuvent être exercées jusqu’à huit ans après la date d’attribution.


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10.	Capitaux propres (suite)
	b)	Rémunération à base d’actions (suite)
		Les hypothèses suivantes ont été retenues pour déterminer la juste valeur des options sur actions attribuées :
			2020
		Taux d’intérêt sans risque	1,2 %
		Volatilité prévue	24 %
		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	2,75 $ CA
		En mars 2020, 2 217 325 options sur actions ont été exercées à un prix moyen pondéré de 12,48 $ CA en échange de 708 117 actions ordinaires émises du capital-actions, et 1 509 208 options ont été réglées à leur valeur au comptant à titre de paiement du prix d’exercice et de la retenue d’impôts liée à l’exercice des options.
		En mars 2020, 325 441 unités d’actions liées au rendement (« UAR ») ont été attribuées à des dirigeants de la société. Les droits se rattachant aux UAR seront acquis le 1er janvier 2023. En outre, 107 915 unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») ont été attribuées à un dirigeant de la société. Les droits se rattachant aux UAR seront acquis le 15 décembre 2020. Au cours du trimestre, la société a réglé 825 859 UAR en échange de 439 541 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 386 318 UAR ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des UAR.
		Après la fin du trimestre, 116 921 UATI liées au report de primes ont été attribuées à des employés de la société. Les droits rattachés aux UATI sont pleinement acquis.
		Au cours des trois mois clos le 31 mars 2020, 22 611 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.
		Pour les trois mois clos le 31 mars 2020, APUC a comptabilisé une charge de rémunération à base d’actions totalisant 1 584 $ (1 543 $ en 2019). La charge de rémunération est incluse dans les frais d’administration aux 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 2020, le total des coûts de rémunération non comptabilisés se rapportant aux options et aux UAR dont les droits n’étaient pas acquis s’élevait respectivement à 2 838 $ et 15 465 $, et ces montants devraient être comptabilisés sur une période de respectivement 2,12 ans et 1,90 an.


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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 2019		(74 189) $	64 333 $	(9 529) $			(19 385) $
	Adoption de l’ASU 2017-12 portant sur les
	couvertures						—	186					—	186
	AERE						7 795	19 177	(7 999)	18 973
	Montants reclassés du cumul des AERE dans les
	états des résultats consolidés intermédiaires non audités
							—	(8 597)	1 490	(7 107)
	AERE de la période considérée, montant net						7 795 $	10 580 $	(6 509) $			11 866 $
	AERE attribuables aux participations ne donnant
	pas le contrôle	(2 428)							—	—	(2 428)
	AERE de la période considérée attribuables aux
	actionnaires d’APUC, montant net						5 367 $	10 580 $	(6 509) $			9 438 $
	Solde au 31 décembre 2019		(68 822) $	75 099 $	(16 038) $			(9 761) $
	AERE	(36 630)	(10 805)					—	(47 435)
	Montants reclassés du cumul des AERE dans les
	états des résultats consolidés intermédiaires non audités
							—	(3 283)	(76)	(3 359)
	AERE de la période considérée, montant net		(36 630) $	(14 088) $	(76) $			(50 794) $
	AERE attribuables aux participations ne donnant
	pas le contrôle						6 060		—	—	6 060
	AERE de la période considérée attribuables aux
	actionnaires d’APUC, montant net		(30 570) $	(14 088) $	(76) $			(44 734) $
	Solde au 31 mars 2020		(99 392) $	61 011 $	(16 114) $			(54 495) $
	Les montants reclassés du cumul des AERE 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, 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.
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
										2020	2019
			Dividende par		Dividende par
		Dividende	action	Dividende	action
	Actions ordinaires		74 629 $	0,1410 $	63 281 $	0,1282 $
	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						1 250 $ CA	0,3125 $ CA


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13.	Transactions entre parties liées
	a)	Placements comptabilisés à la valeur de consolidation
		La société fournit des services d’administration et d’aménagement à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation et les coûts engagés lui sont remboursés. À cet effet, la société a imputé 3 992 $ (5 695 $ en 2019) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation pour les trois mois clos le 31 mars 2020.
	b)	Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée
		Une participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée représente une action privilégiée dans une filiale consolidée de la société acquise par Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions B.V. (« AAGES B.V. ») en 2018, pour un montant de 305 000 $. Aucun rachat n’était considéré comme probable au 31 mars 2020. Au cours des trois mois clos le 31 mars 2020, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à AAGES B.V. pour une contrepartie de 3 766 $ (6 842 $ en 2019) et comptabilisé des distributions de 3 299 $ (7 094 $ en 2019) (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 une filiale consolidée de la société acquise par Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. (« AYES Canada ») en mai 2019. La société a comptabilisé des distributions de 4 208 $ (néant en 2019) pour les trois mois clos le 31 mars 2020.
	d)	Centrale hydroélectrique Long Sault
		Le 31 décembre 2013, APUC a acquis les actions d’Algonquin Power Corporation Inc. (« APC »), laquelle était partiellement détenue par les hauts dirigeants. APC détient une participation dans la centrale hydroélectrique Long Sault de 18 MW. L’ajustement de prix définitif de cette transaction est toujours en cours.
	Les opérations entre parties liées qui précèdent ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux opérations.
14.	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables
	Pour les trois mois clos les 31 mars, l’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est détaillée comme suit :
			Trois mois clos les 31 mars
			2020	2019
	LHVC et autres ajustements attribuables aux éléments suivants :
		Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
		donnant droit à des avantages fiscaux		(18 232) $	(17 839) $
		Participations ne donnant pas le contrôle – parts de société en commandite
		rachetables donnant droit à des avantages fiscaux	(1 719)	(2 306)
	Autre bénéfice net attribuable aux :
		Participations ne donnant pas le contrôle				609	817
				(19 342) $	(19 328) $
		Participation ne donnant pas le contrôle rachetable, détenue par des parties
		liées	3 766	6 842
	Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle			(15 576) $	(12 486) $
	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 tranche des bénéfices attribuable aux porteurs d’une participation ne donnant pas le contrôle de ces filiales est calculée à l’aide de la méthode comptable de la liquidation hypothétique à la valeur comptable (« LHVC »).


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15.	Impôts sur les bénéfices
	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.
	Après la fin du trimestre, le 8 avril 2020, l’Internal Revenue Service a publié la réglementation définitive concernant certains dispositifs hybrides par suite de la réforme fiscale américaine. Compte tenu de la réglementation définitive, la société s’attend à comptabiliser une charge d’impôts sur les bénéfices reportés ponctuelle d’environ 9 400 $ pour le trimestre clos le 30 juin 2020 afin de résorber les avantages liés à des déductions effectuées au cours de l’exercice précédent.
	Pour les trois mois clos le 31 mars 2019, le taux d’imposition de la société a varié du taux prévu par la loi de 26,5 % en raison essentiellement de l’incidence des écarts de taux d’impôt effectifs sur les transactions dans des pays étrangers et par suite du revenu de dividendes non imposable tiré de son placement dans Atlantica.
16.	Autres pertes nettes
	Les autres pertes nettes se composent des éléments suivants :

		Trois mois clos les 31 mars
		2020	2019
	Coûts des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de
	retraite non liés au service (note 8)			(3 356) $	(1 293) $
	Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition (note 3)	(26)	(1 944)
	Autres	(864)	(620)
				(4 246) $	(3 857) $
17.	Bénéfice net (perte nette) de base et dilué par action
	Le bénéfice net (perte nette) de base et le bénéfice net (perte nette) dilué par action ont été calculés en fonction du bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires de la société et du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’UATI liées au report de primes en circulation. Le bénéfice net (perte nette) 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.


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17.	Bénéfice net (perte nette) de base et dilué par action (suite)
	Le tableau qui suit présente le rapprochement du bénéfice net (perte nette) et du nombre d’actions moyen pondéré utilisé pour calculer le bénéfice (perte) de base et le bénéfice (perte) dilué par action :

		Trois mois clos les 31 mars
		2020		2019
	Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires d’APUC				(63 797) $	86 406 $
	Dividende sur les actions privilégiées de série A		1 174	1 167
	Dividende sur les actions privilégiées de série D		966	939
	Bénéfice net (perte nette) des activités poursuivies, de base et dilué, attribuable
	aux actionnaires ordinaires d’APUC				(65 937) $	84 300 $
	Nombre moyen pondéré d’actions
	De base	525 828 253				490 538 243
	Effet des titres dilutifs		—	5 008 644
	Dilué	525 828 253				495 546 887
	Les actions pouvant éventuellement être émises par suite de la conversion de 5 463 041 options sur actions (1 113 775 options sur actions en 2019) sont exclues de ce calcul, étant donné que leur effet est antidilutif.

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 et au Canada; 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.


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18.	Information sectorielle (suite)
	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.
			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, d’électricité et d’eau			123 097	4 004			—	127 101
	Produits, montant net			272 963	64 837			—	337 800
	Charges d’exploitation			108 367	19 529			—	127 896
	Frais d’administration			9 487	6 206			(21)	15 672
	Amortissement			53 010	25 628			242	78 880
	Gain de change						—	—	(4 670)	(4 670)
	Bénéfice d’exploitation			102 099	13 474			4 449	120 022
	Intérêts débiteurs			(24 840)	(14 479)						(6 929)	(46 248)
	Produit (perte) tiré des placements à long terme			2 648	23 794						(189 103)	(162 661)
	Autres produits nets (pertes nettes)			(4 997)				834	(26)	(4 189)
	Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices				74 910 $ 23 623 $ (191 609) $	(93 076) $
	Immobilisations corporelles			4 600 836 $ 2 377 469 $ 29 828 $ 7 008 133 $
	Placements comptabilisés à la juste valeur			25 854	1 079 202			—	1 105 056
	Entités émettrices comptabilisées à la valeur de
	consolidation			43 547	84 022			—	127 569
	Total de l’actif			6 905 685	3 825 545						169 393	10 900 623
	Dépenses en immobilisations			139 632 $	16 270 $			— $ 155 902 $
	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 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
	2)	Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de 2 968 $ se rapportant à d’autres programmes visant les produits pour la période de trois mois close le 31 mars 2020 et 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 2019
			Groupe
			Services à	Groupe
			tarifs	Énergies
			réglementés	renouvelables		Siège social	Total
	Produits1, 2			411 024 $			66 201 $	— $	477 225 $
	Achats de combustible et d’électricité		150 606			6 921	—	157 527
	Produits, montant net		260 418			59 280	—	319 698
	Charges d’exploitation		101 975			18 138	—	120 113
	Frais d’administration		5 433			7 554	131	13 118
	Amortissement		48 417			22 385	245	71 047
	Gain de change							—	—	(533)	(533)
	Bénéfice d’exploitation		104 593			11 203	157	115 953
	Intérêts débiteurs		(25 092)	(16 207)		(1 322)	(42 621)
	Produit (perte) tiré des placements à long terme		1 257			23 497	(5 282)	19 472
	Autres pertes nettes		(1 960)			(150)	(1 943)	(4 053)
	Bénéfice (perte) avant les impôts sur les bénéfices			78 798 $			18 343 $	(8 390) $	88 751 $
	Dépenses en immobilisations			97 415 $			9 971 $	— $	107 386 $

						31 décembre 2019
	Immobilisations corporelles		4 754 373 $ 2 444 382 $	32 909 $ 7 231 664 $
	Placements comptabilisés à la juste valeur		27 072	1 267 075					—	1 294 147
	Entités comptabilisées à la valeur de consolidation		29 827			53 670	—	83 497
	Total de l’actif		6 816 063 $ 4 014 067 $	81 340 $ 10 911 470 $
	1)	Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 6 439 $ se rapportant à des gains sur
	contrats dérivés de couverture sur l’énergie pour la période de trois mois close le 31 mars 2019 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
	2)	Les produits du groupe Services à tarifs réglementés comprennent un montant de (7 021) $ se rapportant à d’autres programmes visant les produits pour la période de trois mois close le 31 mars 2019 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
	La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a cherché à atténuer son risque de crédit en vendant de l’énergie à d’importantes sociétés de services publics situées dans diverses régions d’Amérique du Nord. L’apport des sociétés de services publics au total des produits ne dépasse en aucun cas 10 %.
	APUC exerce ses activités dans le secteur indépendant des services publics et de l’électricité au Canada et aux États-Unis. Les informations financières par secteur géographique s’établissaient comme suit :
				Trois mois clos les 31 mars
				2020	2019
	Produits
											Canada	24 172 $	18 531 $
											États-Unis	440 729	458 694
				464 901 $	477 225 $
	Les produits sont attribués aux deux pays selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics.


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19.	Engagements et éventualités
	a)	Éventualités
		APUC 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’APUC 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 APUC et certaines de ses filiales, réclamant des dommages d’au moins 345 000 $ et des dommages-intérêts punitifs d’une somme de 25 000 $. Cette action résulte de la vente par Gaia en 2010 d’une participation de Gaia dans certains projets de parcs éoliens proposés au Canada à une filiale d’APUC. En vertu d’une convention de redevance conclue en 2010, Gaia a le droit d’obtenir le versement de redevances si les projets sont aménagés et atteignent certaines cibles convenues. Il est encore trop tôt pour juger de la probabilité de succès de cette action, mais APUC entend se défendre vigoureusement.
		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. En raison de la pandémie de COVID-19, la date de règlement des procédures d’expropriation est actuellement inconnue. 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 recouvrer la valeur comptable nette des actifs de services publics expropriés de la société.
	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 2020.
		APUC 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’électricité i) 21 769 $ 11 477 $ 11 395 $ 11 623 $ 11 855 $ 176 424 $ 244 543 $ Contrats de service
		et d’approvision-nement en gaz naturel ii)
			83 079			59 656	51 774	45 378	40 677	138 707	419 271
		Contrats de service	47 088			39 700	41 884	45 376	46 171	278 171	498 390
		Projets
		d’immobilisations	364 597							—	—	—	—	—	364 597
		Contrats de servitude	6 523			6 557	6 627	6 723	6 800	195 273	228 503
		Total	523 056 $ 117 390 $ 111 680 $ 109 100 $ 105 503 $ 788 575 $ 1 755 304 $
		i)												Achats d’électricité : Les installations de distribution d’électricité d’APUC 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 2020. 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’APUC 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
									2020	2019
	Débiteurs												39 932	$	(28 675) $
	Gaz naturel et carburant stockés								11 010	19 481
	Stocks de fournitures et de matières consommables								(7 794)	(1 977)
	Impôts sur les bénéfices à recouvrer								(619)	(822)
	Charges payées d’avance								(10 448)	(6 606)
	Créditeurs								(71 170)	(28 537)
	Charges à payer								(35 396)	(10 130)
	Passifs d’impôts exigibles								(29 155)	6 351
	Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et obligations
	environnementales								(572)	(1 100)
	Actifs et passifs réglementaires, montant net								(4 815)	6 117
													(109 027) $	(45 898) $


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21.	Instruments financiers
	a)	Juste valeur des instruments financiers
			Valeur
		Au 31 mars 2020	comptable	Juste valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
		Placements à long terme
		comptabilisés à la juste valeur 1 105 056 $ 1 105 056 $ 1 002 208 $				25 854 $	76 994 $
		Prêts pour des projets
		d’aménagement à recevoir et autres
			59 682	58 664				—	58 664			—
		Instruments dérivés1 :
		Contrats sur l’énergie désignés
												comme couverture de flux de trésorerie
			62 172	62 172				—			—	62 172
		Contrats sur l’énergie non
												désignés comme couverture	801						801	—		—	801
		Contrats sur marchandises
												servant aux activités à tarifs réglementés
													4	4	—		4	—
		Swap de devises désigné
												comme couverture d’un placement net
			28 689	28 689				—	28 689			—
		Total des instruments dérivés	91 666	91 666				—	28 693	62 973
		Total des actifs financiers	1 256 404 $ 1 255 386 $ 1 002 208 $			113 211 $	139 967 $
		Dette à long terme	4 204 767 $ 4 308 525 $ 1 419 970 $ 2 888 555 $						— $
		Débentures convertibles	302							568	568					—	—
		Actions privilégiées de série C	12 548	12 709				—	12 709			—
		Instruments dérivés1 :
		Contrats sur l’énergie désignés
												comme couverture de flux de trésorerie
			1 577	1 577				—			—	1 577
		Contrats sur l’énergie non
												désignés comme couverture de flux de trésorerie
			20							20	—			—	20
		Swap de devises désigné
												comme couverture d’un placement net
			117 734	117 734				—	117 734			—
		Swap de taux d’intérêt différé
												désigné comme couverture	9 214	9 214			—	9 214			—
		Contrats sur marchandises
												servant aux activités à tarifs réglementés
			992							992	—	992			—
		Total des instruments dérivés	129 537	129 537				—	127 940	1 597
		Total des passifs financiers	4 347 154 $ 4 451 339 $ 1 420 538 $ 3 029 204 $				1 597 $
		1)	Un solde de 334 $ associé à certains dérivés climatiques a été exclu, ces dérivés étant comptabilisés en
		fonction de leur valeur intrinsèque et non de leur juste valeur.


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21.	Instruments financiers (suite)
	a)	Juste valeur des instruments financiers (suite)
			Valeur
		Au 31 décembre 2019	comptable	Juste valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
		Placements à long terme
		comptabilisés à la juste valeur	1 294 147 $ 1 294 147 $ 1 178 581 $			27 072 $	88 494 $
		Prêts pour des projets
		d’aménagement à recevoir et autres
			37 050	37 984				—	37 984			—
		Instruments dérivés :
		Contrats sur l’énergie désignés
												comme couverture de flux de trésorerie
			65 304	65 304				—			—	65 304
		Contrats sur l’énergie non
												désignés comme couverture	20 384	20 384			—		—	20 384
		Contrats sur marchandises
												servant aux activités à tarifs réglementés
			16							16	—			16	—
		Total des instruments dérivés	85 704	85 704				—			16	85 688
		Total des actifs financiers	1 416 901 $ 1 417 835 $ 1 178 581 $			65 072 $	174 182 $
		Dette à long terme	3 931 868 $ 4 284 068 $ 1 495 153 $ 2 788 915 $						— $
		Débentures convertibles	342							623	623					—	—
		Actions privilégiées de série C	13 793	15 120				—	15 120			—
		Instruments dérivés :
		Contrats sur l’énergie désignés
												comme couverture de flux de trésorerie
			789							789	—			—	789
		Swap de devises désigné comme
												couverture d’un placement net	81 765	81 765			—	81 765		—
		Contrats de charge à terme non
												désignés comme couverture de flux de trésorerie
			38							38	—			—	38
		Contrats sur marchandises
												servant aux activités à tarifs réglementés
			2 072	2 072				—	2 072			—
		Total des instruments dérivés	84 664	84 664				—	83 837	827
		Total des passifs financiers	4 030 667 $ 4 384 475 $ 1 495 776 $ 2 887 872 $				827 $
		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 2020 et au 31 décembre 2019, 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)
	a)	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’APUC, 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 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 10,46 $ et 126,47 $, soit un cours moyen pondéré de 20,93 $ au 31 mars 2020. 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 sont les données relatives aux flux de trésorerie prévus, aux taux d’actualisation appliqués à ces flux de trésorerie, variant entre 8,75 % et 9,50 % et d’une moyenne pondérée de 9,42 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 18 % et 22 %, au 31 mars 2020. Toute augmentation (diminution) importante des flux de trésorerie prévus ou toute augmentation (diminution) du taux d’actualisation pris séparément se traduirait par une évaluation de la juste valeur considérablement plus faible (élevée).
	b)	Instruments dérivés
		Les instruments dérivés sont comptabilisés aux bilans consolidés à titre d’actifs ou de passifs et sont évalués à leur juste valeur à chaque date de clôture.
	i)	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 :
			2020
		Contrats financiers : Swaps		2 144 407
					Contrats à terme	2 000 000
						4 144 407
		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.

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21.

Instruments financiers (suite)

Instruments dérivés (suite)

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

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

2020

2019

Actifs réglementaires :

Swaps

149 $

28 $

Options

Contrats à terme

1 051 $

1 830 $

Passifs réglementaires :

Swaps

207 $

743 $

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, la société a conclu les contrats dérivés à long terme sur l’énergie suivants :

Prix moyens

Prix variable

Quantité notionnelle

obtenus

à payer

(MWh)

Échéance

(le MWh)

718 925

Décembre 2028

34,95 $

PJM Western HUB

3 295 096

Décembre 2027

25,33 $

NI HUB

2 552 962

Décembre 2027

36,46 $

ERCOT North HUB

La société répond aux besoins en énergie de divers clients aux termes de contrats à taux fixes. La centrale hydroélectrique Tinker devrait fournir une partie de l’énergie nécessaire pour répondre aux besoins de ces clients. Cependant, APUC 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 151 680 MWh au prix de 38,95 $ le MWh échéant en février 2022. La société fait aussi appel pour atténuer le risque à des contrats d’achat à terme d’énergie. Ces dérivés à court terme ne sont pas comptabilisés comme des couvertures et les variations de leur juste valeur sont comptabilisées en résultat à mesure qu’elles se produisent (note 21 b) iv)).

En janvier 2019, la société a conclu 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 au parc éolien Sugar Creek. Le 30 septembre 2019, la société a vendu le contrat dérivé ainsi que sa participation de 100 % dans Sugar Creek à AAGES Sugar Creek. La novation et le transfert du contrat dérivé étaient sous réserve de l’approbation de la contrepartie, qui a été obtenue au premier trimestre de 2020. Par conséquent, la relation de couverture des contrats dérivés sur l’énergie de Sugar Creek a pris fin. Un montant de 15 765 $ et les impôts connexes ont été reclassés du cumul des AERE au bénéfice en 2019.

La société était partie à un swap de taux d’intérêt différé de 10 ans commençant le 25 juillet 2018 afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié à l’émission probable, à cette date, d’une obligation à 10 ans de 135 000 $ CA. En 2018, la société a modifié les modalités du swap différé de taux d’intérêt et reporté sa date de début au 29 mars 2019. 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 portant intérêt au taux de 4,60 %.


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21.	Instruments financiers (suite)
	b)	Instruments dérivés (suite)
	ii)	Couvertures de flux de trésorerie (suite)
		En septembre 2019, la société a conclu des swaps 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 (note 7). 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. Le tableau suivant résume les AERE attribuables aux instruments financiers dérivés désignés comme couvertures des flux de trésorerie :
			Trois mois clos les 31 mars
			2020	2019
		Partie efficace de la couverture des flux de trésorerie			(10 805) $	3 645 $
		Amortissement de la couverture des flux de trésorerie			(8)	(8)
		Montant reclassé du cumul des AERE	(3 275)	(2 174)
		AERE attribuables aux actionnaires d’APUC			(14 088) $	1 463 $

		La société prévoit que des gains latents de 8 793 $ et de 982 $, actuellement classés dans le cumul des AERE, soient reclassés, après impôts, dans les ventes d’énergie à tarifs non réglementés et les intérêts débiteurs, respectivement, au cours des douze 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’APUC est le dollar américain. Avec prise d’effet le 1er janvier 2020, APUC, la société mère non consolidée, a changé sa monnaie fonctionnelle, le dollar canadien, pour passer au dollar américain, en raison d’une combinaison de facteurs ayant trait aux activités d’exploitation, de financement et d’investissement. Par suite du changement de monnaie fonctionnelle, des changements ont été apportés à certaines relations de couverture de la société dans le but d’atténuer le risque résiduel lié au dollar canadien.
		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). Un gain de change de 1 463 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2020 a été comptabilisé dans les AERE.
		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 devises et de taux d’intérêt fixe comme une couverture de l’exposition au risque de change lié aux flux de trésorerie découlant des remboursements des intérêts et du capital des effets. Au moment de changer la monnaie fonctionnelle d’APUC 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’APUC dans ses filiales au Canada. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de change de 34 835 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2020 a été comptabilisé dans les AERE.


Algonquin Power & Utilities Corp. Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités 31 mars 2020 et 2019 (en milliers de dollars 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)
		Activités au Canada
		La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Canada. APUC 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 4 604 $ pour les trois mois clos le 31 mars 2020 (gain de 14 408 $ en 2019) a été comptabilisée dans les AERE.
		La société est partie à un swap de devises de 650 000 $ CA pour convertir efficacement en dollars américains les débentures libellées en dollars canadiens (note 7). La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe-fixe et les montants à court terme à payer en 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). Une perte de 43 832 $ (gain de 16 840 $ en 2019) a été comptabilisée dans les AERE en 2020.
	iv)	Autres dérivés
		Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer l’exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation.
		Pour ce qui est des dérivés non désignés comme couvertures, les variations de la juste valeur sont immédiatement comptabilisées en résultat.


Algonquin Power & Utilities Corp. Notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités 31 mars 2020 et 2019 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
21.	Instruments financiers (suite)
	b)	Instruments dérivés (suite)
	iv)	Autres dérivés (suite)
		Le tableau suivant présente l’incidence sur les états des résultats consolidés intermédiaires non audités des instruments financiers dérivés non désignés comme couvertures :
			Trois mois clos les
			31 mars
			2020	2019
		Variation de la perte latente (du gain latent) sur les instruments financiers
		dérivés :
						Contrats dérivés sur l’énergie		178 $		— $
						Contrat de change à terme	—	(562)
		Variation totale de la perte latente (du gain latent) sur les instruments
		financiers dérivés			178 $	(562) $
		Perte réalisée (gain réalisé) sur les instruments financiers dérivés :
						Contrats dérivés sur l’énergie	(132)	(207)
						Contrat de change à terme	—	285
		Total de la perte réalisée (du gain réalisé) sur les instruments
		financiers dérivés			(132) $	78 $
		Perte (gain) sur les instruments financiers dérivés non comptabilisés comme
		des couvertures	46	(484)
		Autre	11	11
					57 $	(473) $
		Montants comptabilisés dans les états des résultats consolidés
		intermédiaires non audités :
						Perte (gain) sur les instruments financiers dérivés		57 $	(196) $
						Gain de change		—	(277)
					57 $	(473) $
	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.

22.	Chiffres correspondants
	Certains des chiffres correspondants ont été reclassés pour que leur présentation soit conforme à la présentation adoptée pour la période considérée.