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Published: 2022-03-04
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États financiers consolidés Algonquin Power & Utilities Corp. Pour les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020 
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RAPPORT DE LA DIRECTION Information financière La préparation et la présentation des états financiers consolidés ci-joints, du rapport de gestion ainsi que de toute l’information financière contenue dans les états financiers sont la responsabilité de la direction et ont été approuvées par le conseil d’administration.  Les états financiers consolidés ont été préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Les états financiers, par nature, comprennent des montants fondés sur des estimations et l’exercice du jugement.  Lorsque plusieurs méthodes comptables s’appliquaient, la direction a choisi cel es qui lui semblaient les plus appropriées vu les circonstances.  La direction a aussi préparé l’information financière présentée ail eurs dans le présent document et s’est assurée de sa concordance avec les états financiers consolidés. 
Le conseil d’administration et ses comités sont responsables de tous les aspects relatifs à la gouvernance de la société. Le comité d’audit du conseil d’administration, composé d’administrateurs qui sont non liés à la société et indépendants de cel e-ci, est expressément chargé de surveil er les efforts que la direction déploie pour s’acquitter de sa responsabilité quant à la présentation de l’information financière et des contrôles internes liés à celle-ci. Le comité rencontre la direction et les auditeurs indépendants pour passer en revue les états financiers consolidés et les contrôles internes qui se rapportent à la présentation de l’information financière. Le comité d’audit fait part de ses constatations au conseil d’administration pour qu’il en soit tenu compte lorsque ce dernier approuve la publication des états financiers consolidés à l’intention des actionnaires. Contrôle interne à l’égard de l’information financière La direction est également responsable de l’établissement et du maintien des contrôles internes adéquats à l’égard de l’information financière. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société est un processus conçu pour fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers consolidés ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus. 
En date du 31 décembre 2021, la direction a évalué l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en fonction du cadre établi dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework (2013), publié par le Committee of Sponsoring Organizations (« COSO ») de la Treadway Commission. Selon cette évaluation, la direction a établi que le système de contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société était efficace en date du 31 décembre 2021. 
 
Le 3 mars 2022  
/s/ Arun Banskota               /s/ Arthur Kacprzak        
Chef de la direction   Chef des finances 
 
  
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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT 
 Aux actionnaires et aux administrateurs d’Algonquin Power & Utilities Corp. 
Opinion sur les états financiers consolidés  Nous avons audité les bilans consolidés ci-joints d’Algonquin Power & Utilities Corp. (la « société ») aux 31 décembre 2021 et 2020, les états des résultats consolidés, les états du résultat étendu consolidés, les états des capitaux propres consolidés et les états des flux de trésorerie consolidés connexes pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes annexes (col ectivement, les « états financiers consolidés »). À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière de la société aux 31 décembre 2021 et 2020, ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices clos à ces dates, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board des États-Unis (« PCAOB »), le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en date du 31 décembre 2021 selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control —  Integrated Framework (2013), publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (le « cadre de 2013 »), et notre rapport daté du 3 mars 2022 comporte une opinion sans réserve.  Fondement de l’opinion La responsabilité des présents états financiers incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les présents états financiers de la société, sur la base de nos audits. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et nous sommes tenus d’être indépendants de la société conformément aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de la Securities and Exchange Commission et du PCAOB. Nous avons effectué nos audits conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifiions et réalisions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers ne comportent pas d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs. Nos audits impliquaient notamment la mise en œuvre de procédures en vue d’évaluer les risques que les états financiers comportent une anomalie significative, que cel e-ci résulte de fraudes ou d’erreurs, et la mise en œuvre de procédures qui répondent à ces risques. Ces procédures comprennent le contrôle par sondages des éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers. Nos audits comportent également l’appréciation des principes comptables retenus et des principales estimations faites par la direction, de même que l’appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion.  Questions critiques de l’audit 
Les questions critiques de l’audit ci-après sont des questions relevées au cours de l’audit des états financiers de la période considérée qui ont été ou doivent être communiquées au comité d’audit et 1) qui se rapportent à des comptes ou à des informations fournies qui sont significatifs par rapport aux états financiers consolidés et 2) qui requièrent des jugements particulièrement difficiles, subjectifs ou complexes de notre part. La communication des questions critiques de l’audit ne modifie en rien notre opinion sur les états financiers consolidés pris dans leur ensemble et ne signifie pas que nous exprimons une opinion distincte sur les questions critiques de l’audit ou sur les comptes ou les informations fournies connexes.          
3 
 
   Actifs et passifs réglementaires – Recouvrement des coûts au moyen de la réglementation des tarifs 
Description de Comme il est indiqué à la note 7 des états financiers consolidés, la société présente des actifs 
la question réglementaires d’environ 845 millions de dollars et des passifs réglementaires d’environ 602 mil ions de 
dol ars qui sont visés par la réglementation des commissions de services publics des États et des provinces 
où el e exerce ses activités. Les tarifs sont déterminés selon la réglementation sur le coût du service. La 
réglementation des tarifs repose sur la prémisse du plein recouvrement des coûts engagés avec prudence 
et d’un taux de rendement raisonnable sur les actifs et les capitaux propres attribuables aux actionnaires 
ordinaires. Les décisions réglementaires peuvent avoir une incidence sur le recouvrement en temps 
opportun des coûts et des rendements approuvés. La recouvrabilité de ces coûts au moyen de la 
réglementation des tarifs a une incidence sur de nombreux postes des états financiers consolidés et sur de 
nombreuses informations fournies dans ceux-ci, y compris les immobilisations corporelles, les actifs 
réglementaires et passifs réglementaires, les produits tirés de la distribution d’électricité, de gaz et d’eau à 
tarifs réglementés et les charges connexes, la charge d’impôts et la charge d’amortissement. 
 Même si la société prévoit recouvrer les coûts auprès des clients à même les tarifs, il existe un risque que 
l’organisme de réglementation n’approuvera pas le plein recouvrement des coûts engagés. L’audit de la 
recouvrabilité de ces coûts est complexe et nécessite  une part importante de jugement en raison des 
évaluations importantes de la rentabilité réalisées par la société à l’appui de la comptabilité des questions 
réglementaires et de la présentation d’informations sur cel es-ci lorsque les décisions ou les ordonnances 
définitives des organismes de réglementation n’ont pas encore été rendues ou lorsque les formules 
réglementaires sont complexes. L’évaluation de l’incidence potentiel e des décisions futures des organismes 
de réglementation sur les états financiers consolidés fait également appel à un certain degré de subjectivité. 
Les jugements de la société touchent notamment l’évaluation de la probabilité de recouvrement ou de 
recouvrement des coûts engagés ou la probabilité de remboursement aux clients à même les tarifs futurs. 
 
Façon dont Nous avons acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du fonctionnement des 
nous avons contrôles à l’égard de l’évaluation faite par la société de la probabilité de recouvrement des actifs 
traité la réglementaires et du remboursement des passifs réglementaires, y compris les contrôles par la direction à 
question dans l’égard de la comptabilisation initiale et la surveillance et l’évaluation des faits nouveaux en matière de 
le cadre de réglementation susceptibles d’avoir une incidence sur la probabilité de recouvrement des coûts à même les 
l’audit tarifs futurs, de remboursement ou de modifications tarifaires futurs. 
 
Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui comprennent, notamment, l’appréciation de 
l’évaluation faite par la société de la probabilité de recouvrement futur des actifs réglementaires et de 
remboursement des passifs réglementaires, par rapport aux ordonnances réglementaires, aux dépôts et à 
la correspondance pertinents, ainsi que d’autres informations accessibles au public, notamment les 
précédents. En ce qui concerne les questions réglementaires pour lesquel es des décisions ou des 
ordonnances réglementaires n’ont pas été rendues, nous avons examiné les dépôts de la société afin de 
relever tout élément probant susceptible de contredire les assertions de la société, et avons passé en revue 
d’autres ordonnances réglementaires, dépôts et correspondances d’autres entités du même territoire ou de 
territoires semblables afin d’apprécier la probabilité de recouvrement à même les tarifs futurs en fonction 
de la façon dont l’organisme de réglementation traite les coûts similaires dans des circonstances 
comparables. Nous avons évalué l’analyse de la société et l’avons corroborée au besoin par des lettres du 
conseiller juridique concernant les recouvrements de coûts ou les modifications tarifaires futures. Nous 
avons également apprécié la méthode et l’exactitude des calculs de la société à l’égard des soldes des actifs 
réglementaires et des passifs réglementaires en fonction des provisions et des formules décrites dans les 
ordonnances tarifaires et autres correspondances avec les organismes de réglementation. 
 
 
 
 
 
/s/ Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L.  
Comptables professionnels agréés  
Experts-comptables autorisés  
  
Nous agissons en tant qu’auditeur de la société depuis 2013.  
 
Toronto (Canada)  
Le 3 mars 2022  
 
4 
 
RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT 
Aux actionnaires et aux administrateurs d’Algonquin Power & Utilities Corp.   Opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Nous avons audité le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Algonquin Power & Utilities Corp. (la « société ») en date du 31 décembre 2021 selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework publié par le Committee of Sponsoring Organization de la Treadway Commission (le « cadre de 2013 ») (les « critères du COSO »). À notre avis, la société maintenait, dans tous ses aspects significatifs, un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière en date du 31 décembre 2021 selon les critères du COSO. 
Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis) (le « PCAOB »), les bilans consolidés de la société aux 31 décembre 2021 et 2020, les états des résultats consolidés, les états du résultat étendu consolidés, les états des capitaux propres consolidés et les états des flux de trésorerie consolidés connexes pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes annexes, et nous avons exprimé une opinion sans réserve à leur égard dans notre rapport daté du 3 mars 2022. Fondement de l’opinion Le maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière et l’évaluation de l’efficacité de ce contrôle comprise dans le rapport de la direction ci-joint incombent à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société fondée sur notre audit. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et nous sommes tenus d’être indépendants de la société conformément aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de la Securities and Exchange Commission et du PCAOB. 
Nous avons effectué notre audit conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifiions et réalisions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable qu’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière était maintenu, dans tous ses aspects significatifs. 
Notre audit a comporté l’acquisition d’une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, une évaluation du risque de l’existence d’une faiblesse significative, des tests et une évaluation de l’efficacité de la conception et du fonctionnement du contrôle interne à l’égard de l’information financière en fonction de notre évaluation du risque, ainsi que la mise en œuvre des autres procédures que nous avons jugées nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que notre audit constitue un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion. Définition et limites du contrôle interne à l’égard de l’information financière Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’une société est un processus conçu pour fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux  principes comptables généralement reconnus. Il comprend les politiques et procédures qui : 1) concernent la tenue de comptes suffisamment détail és qui donnent une image fidèle des transactions et des cessions d’actifs de la société; 2) fournissent une assurance raisonnable que les transactions sont comptabilisées comme il se doit pour établir les états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et décaissements de la société ne sont faits qu’avec l’autorisation de la direction et du conseil d’administration; et 3) fournissent une assurance raisonnable concernant la prévention ou la détection à temps de toute acquisition, utilisation ou cession non autorisée d’actifs de la société qui pourrait avoir une incidence significative sur les états financiers.  
 
5 
 
En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information financière ne permette pas de prévenir ou de détecter certaines anomalies. En outre, l’efficacité du contrôle interne est exposée au risque que les contrôles deviennent inadéquats par suite d’un changement de situation ou que change le degré de respect envers les politiques et procédures. 
 
 
/s/ Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L.   
Comptables professionnels agréés   
Experts-comptables autorisés   
 
Toronto (Canada)   
Le 3 mars 2022   
  
6 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. États des résultats consolidés 
 Exercices clos les 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains, sauf les montants par action)
  2021  2020 
Produits     
Distribution d’électricité à tarifs réglementés   1 183 399  $     776 309  $ 
Distribution de gaz naturel à tarifs réglementés 525 897   454 743 
Assainissement de l’eau et distribution d’eau à tarifs réglementés 234 875   154 995 
Ventes d’énergie à tarifs non réglementés 267 970   255 955 
Autres produits 73 338   34 989 
 2 285 479   1 676 991 
Charges    
Charges d’exploitation 702 128   516 820 
Achats d’électricité à tarifs réglementés 475 764   227 509 
Achats de gaz naturel à tarifs réglementés 194 174   144 271 
Achats d’eau à tarifs réglementés 12 664   12 583 
Achats d’énergie à tarifs non réglementés 36 498  16 645 
Frais d’administration 66 726   63 122 
Amortissement 402 963   314 123 
Perte (gain) de change 4 371  (2 108) 
 1 895 288   1 292 965 
Gain sur la vente d’actifs renouvelables (note 8 c))    
29 063—
Bénéfice d’exploitation 419 254   384 026 
Intérêts débiteurs (209 554)   (181 934) 
Produit (perte) tiré des placements à long terme (note 8) (26 457)   664 738 
Autres pertes nettes (note 19) (22 949)   (61 311) 
Coûts des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite non liés au 
service (note 10) (16 313)   (14 072) 
Gain (perte) sur instruments financiers dérivés (note 24 b) iv)) (1 749)  964 
Bénéfice avant les impôts sur les bénéfices 142 232   792 411 
Recouvrement (charge) d’impôts (note 18)    
Impôts exigibles (7 237)  (4 888) 
Impôts reportés 50 662   (59 695) 
 43 425   (64 583) 
Bénéfice net 185 657   727 828 
Incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (note 17)    
Participations ne donnant pas le contrôle 89 637   67 286 
Participations ne donnant pas le contrôle détenues par une partie liée (10 435)   (12 651) 
  79 202  $     54 635  $ 
Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.   264 859  $     782 463  $ 
Dividende sur les actions privilégiées de série A et de série D (note 15) 9 003  8 401 
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.   255 856  $     774 062  $ 
Bénéfice net de base par action (note 20)  0,41  $    1,38  $ 
Bénéfice net dilué par action (note 20)  0,41  $    1,37  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés. 
7 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. États du résultat étendu consolidés  
 Exercices clos les 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains)
 2021  2020 
 
Bénéfice net   185 657  $     727 828  $ 
Autres éléments du résultat étendu (« AERE ») :     
Écart de conversion, déduction faite d’un recouvrement d’impôts respectivement de 
3 219 $ et de 1 526 $ (notes 24 b) iii) et 24 b) iv)) (30 270)   28 406 
Variation de la juste valeur de la couverture des flux de trésorerie, déduction faite d’un 
recouvrement d’impôts de 22 077 $ et d’une charge d’impôts de 9 046 $ (54 331)   (24 282) 
       
Variation des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite, 
déduction faite d’une charge d’impôts de 9 176 $ et d’un recouvrement d’impôts 42 051   (17 561) 
d  6 881 $ ( 10)  
AERE, déduction faite des impôts(42 550)   (13 437) 
Résultat étendu 143 107   714 391 
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (78 953)   (55 326) 
Résultat étendu attribuable aux actionnaires d’Algonquin Power & Utilities Corp.   222 060  $     769 717  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés. 
8 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés 
 Exercices clos les 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains)
 2021  2020 
 
ACTIF     
Actif à court terme     
Trésorerie et équivalents de trésorerie  125 157  $    101 614  $ 
Clients et autres débiteurs, montant net (note 4) 403 426   324 839 
Combustible et gaz naturel stockés 74 209  44 498 
Stock de fournitures et de matières consommables 103 552  90 147 
Actifs réglementaires (note 7) 158 212  64 090 
Charges payées d’avance 54 548  49 640 
Instruments dérivés (note 24) 3 486  13 106 
Autres actifs (note 11) 16 153  7 266 
 938 743   695 200 
Immobilisations corporelles, montant net (note 5) 11 042 446   8 241 838 
Actifs incorporels, montant net (note 6) 105 116   114 913 
Goodwil  (note 6) 1 201 244   1 208 390 
Actifs réglementaires (note 7) 1 009 413   782 429 
Placements à long terme (note 8)    
Placement à la juste valeur 1 848 456   1 839 212 
Autres placements à long terme 495 826   214 583 
Instruments dérivés (note 24) 17 136  39 001 
Impôts reportés (note 18) 31 595  21 880 
Autres actifs (note 11) 95 861  66 703 
  16 785 836  $   13 224 149  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.  
9 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. Bilans consolidés (suite) 
 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains)
  2021  2020 
PASSIFS ET CAPITAUX PROPRES    
Passif à court terme :    
Créditeurs  185 291  $    192 160  $ 
Charges à payer 428 733   369 530 
Dividendes à payer (note 15) 114 544  92 720 
Passifs réglementaires (note 7) 65 809  38 483 
Dette à long terme (note 9) 356 397   139 874 
Autres obligations à long terme (note 12) 167 908  72 748 
Instruments dérivés (note 24) 38 569  41 980 
Autres passifs 7 461  7 901 
 1 364 712   955 396 
Dette à long terme (note 9) 5 854 978   4 398 596 
Passifs réglementaires (note 7) 510 380   563 035 
Impôts reportés (note 18) 530 187   568 644 
Instruments dérivés (note 24) 81 676  68 430 
Obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 
(note 10) 226 387   341 502 
Autres obligations à long terme (note 12) 515 911   339 181 
 9 084 231   7 234 784 
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 17)    
Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée 
(note 16 b)) 306 537   306 316 
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables 12 989  20 859 
 319 526   327 175 
Capitaux propres :    
Actions privilégiées 184 299   184 299 
Actions ordinaires (note 13 a)) 6 032 792   4 935 304 
Surplus d’apport 2 007  60 729 
Bénéfices non répartis (déficit) (288 424)  45 753 
Cumul des AERE (note 14) (71 677)   (22 507) 
Total des capitaux propres attribuables aux actionnaires d’Algonquin 
Power & Utilities Corp. 5 858 997   5 203 578 
Participations ne donnant pas le contrôle    
Participations ne donnant pas le contrôle 1 441 924   399 487 
Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 16 c)) 81 158  59 125 
 1 523 082   458 612 
Total des capitaux propres 7 382 079   5 662 190 
Engagements et éventualités (note 22)     
Événements postérieurs à la date du bilan (notes 3 a), 9 b), g), i) et 13 a))     
  16 785 836  $   13 224 149  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés. 
10 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé   
(en milliers de dollars américains) 
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021                     
               
 Algonquin Power & Utilities Corp.     
Bénéfices Participations  
Actions Actions Surplus non répartis Cumul des ne donnant pas 
 ordinaires   privilégiées   d’apport  (déficit)   AERE  le contrôle    Total 
Solde au 31 décembre 2020    4 935 304  $     184 299  $    60 729  $     45 753  $   (22 507)  $     458 612  $     5 662 190  $ 
Bénéfice net (perte nette) —  —  —   264 859  —  (79 202)  185 657 
Incidence des participations 
ne donnant pas le contrôle 
rachetables non comprises 
dans les capitaux propres 
(note 17) —  —  —  —  —  (4 866)  (4 866) 
AERE —  —  —  —  (42 799)  249  (42 550) 
Dividendes déclarés et 
distributions aux 
participations ne donnant 
pas le contrôle —  —  —   (339 531)  —  (30 609)   (370 140) 
Dividendes et émission 
d’actions aux termes du 
régime de réinvestissement 
des dividendes 92 495  —  —   (92 495)  —  —  — 
Apports des participations ne 
donnant pas le contrôle 
(note 3), moins les coûts —  —  6 919  —  (6 371)   1 149 757   1 150 305 
Actions ordinaires émises à la 
conversion de débentures 
convertibles 16  —  —  —  —  —  16 
Actions ordinaires émises 
dans le cadre d’un appel 
public à l’épargne, 
déduction faite des coûts 988 886  —  —  —  —  —  988 886 
Paiements d’ajustement 
relatifs au contrat 
(note 12 a)) —  —  (62 240)   (160 138)  —  —   (222 378) 
Actions ordinaires émises 
en vertu du régime d’achat 
d’actions à l’intention 
des employés 5 108  —  —  —  —  —  5 108 
Rémunération à base 
d’actions —  —  10 036  —  —  —  10 036 
Actions ordinaires émises 
dans le cadre d’attributions 
à base d’actions 10 983  —  (13 437)  (6 872)  —  —  (9 326) 
Participation ne donnant pas 
le contrôle liée à une 
acquisition d’actifs 
(note 3 c)) —  —  —  —  —  29 141  29 141 
Solde au 31 décembre 2021    6 032 792  $     184 299  $    2 007  $     (288 424)  $   (71 677)  $     1 523 082  $     7 382 079  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés. 
11 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. État des capitaux propres consolidé (suite)   
(en milliers de dollars américains) 
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020                     
      
 Algonquin Power & Utilities Corp.      
 Bénéfices  Participations  
Actions Actions Surplus non répartis Cumul des ne donnant pas 
 ordinaires   privilégiées   d’apport  (déficit)  AERE  le contrôle    Total 
Solde au 31 décembre 2019    4 017 044  $   184 299  $   50 579  $     (367 107)  $   (9 761)  $   531 541  $    4 406 595  $ 
Bénéfice net (perte nette) —  —  —  782 463  —  (54 635)  727 828 
Participations ne donnant pas 
le contrôle rachetables non 
comprises dans les capitaux 
propres (note 17) —  —  —  —  —  (5 696)  (5 696) 
AERE —  —  —  —  (12 746)  (691)  (13 437) 
Dividendes déclarés et 
distributions aux 
participations ne donnant 
pas le contrôle —  —  —  (281 977)  —  (25 749)  (307 726) 
Dividendes et émission 
d’actions aux termes du 
régime de réinvestissement 
des dividendes 70 830  —  —  (70 830)  —  —  — 
Apports des participations ne 
donnant pas le contrôle, 
moins les coûts —  —  —  —  —  3 371  3 371 
Actions ordinaires émises à la 
conversion de débentures 
convertibles 48  —  —  —  —  —  48 
Actions ordinaires émises 
dans le cadre d’un appel 
public à l’épargne, 
déduction faite des coûts 823 891  —  —  —  —  —  823 891 
Actions ordinaires émises en 
vertu du régime d’achat 
d’actions à l’intention des 
employés 4 327  —  —  —  —  —  4 327 
Rémunération à base 
d’actions —  —  25 859  —  —  —  25 859 
Actions ordinaires émises 
dans le cadre d’attributions 
à base d’actions 19 164  —  (13 959)  (16 796)  —  —  (11 591) 
Acquisition d’une 
participation ne donnant 
pas le contrôle rachetable —  —  (1 750)  —  —  10 471  8 721 
Solde au 31 décembre 2020    4 935 304  $   184 299  $   60 729  $    45 753  $   (22 507)  $   458 612  $    5 662 190  $ 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.  
12 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. États des flux de trésorerie consolidés 
   Exercices clos les 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains)
     
 20212020
     
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
     
Activités d’exploitation
       
Bénéfice net185 657  $727 828  $
      
Ajustements et éléments sans effet sur la trésorerie :
      
Amortissement402 963314 123
      
Impôts reportés(50 662)59 695
      
Gain latent sur les instruments financiers dérivés(5 609)(2 124)
      
Charge de rémunération à base d’actions8 39524 637
      
Coût des capitaux investis aux fins de la construction(637)(2 219)
      (559 701) 
Variation de la valeur des placements à la juste valeur122 419
Charges liées aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite en excédent 
      
(en deçà) des cotisations(14 146)2 182
Distributions reçues de placements comptabilisés à la valeur de consolidation, déduction faite 
      
des produits29 8183 869
      
Autres1 29014 406
      
Variations des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation (note 23)(522 022)(77 479)
      
157 466505 217
      
Activités de financement
   12 834 047    3 471 740 
Augmentation de la dette à long terme
   (12 895 091)    (3 160 523) 
Remboursement de la dette à long terme
      
Émission d’actions ordinaires, moins les coûts985 619820 767
      (253 762) 
Dividendes en espèces sur actions ordinaires(307 115)
      
Dividendes sur actions privilégiées(9 003)(8 401)
Apports des participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle 
   1 125 548    
rachetables (notes 3)3 717
      
Apports en espèces des participations ne donnant pas le contrôle fondés sur la production4 8323 371
      
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle d’une partie liée (note 16 b) et c))(28 007)(27 447)
      
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle(12 830)(11 417)
      
Produit du règlement d’actifs dérivés(33 782)—
      
Actions remises pour financer les retenues d’impôts à l’exercice d’options sur actions(3 372)(5 274)
      
Rachat de participations ne donnant pas le contrôle —(76 046)
      
Augmentation des autres obligations à long terme62 00018 342
      
Diminution des autres obligations à long terme(49 130)(8 208)
   1 673 716    
766 859
      
Activités d’investissement
   (1 345 045)    (786 030) 
Acquisitions d’immobilisations corporel es et d’actifs incorporels
      (279 188) 
Augmentation des placements à long terme(622 320)
      (402 784) 
Acquisitions d’entités en exploitation—
      
Augmentation des autres actifs(43 306)(21 419)
      
Encaissement du capital lié aux prêts pour des projets d’aménagement à recevoir206 319244 285
      
Distributions reçues des placements comptabilisés à la valeur de consolidation22014 818
      
Autres produits6 023415
   (1 798 109)    (1 229 903) 
      
Incidence des écarts de taux de change sur la trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions(1 702)573
Augmentation (diminution) de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie soumise 
      
à restrictions31 37142 746
      
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de l’exercice130 01887 272
       
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de l’exercice161 389  $130 018  $
       
13 
 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
États des flux de trésorerie consolidés (suite) 
   
   Exercices clos les 31 décembre 
(en mil iers de dol ars américains)
  2021  2020 
     
Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie :
       
Trésorerie versée au cours de l’exercice au titre des intérêts débiteurs219 025  $190 942  $
       
Trésorerie versée au cours de l’exercice au titre des impôts sur les bénéfices5 019  $5 603  $
Trésorerie reçue au cours de l’exercice au titre des distributions de placements comptabilisés à la valeur 
       
de consolidation124 143  $121 506  $
     
Activités de financement et d’investissement hors trésorerie :
     
Acquisitions d’immobilisations corporel es dans les charges à payer  103 427  $74 505  $
Émission d’actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et des régimes de 
       
rémunération à base d’actions108 586  $94 321  $
       
Émission d’actions ordinaires à la conversion des débentures convertibles—  $50  $
Cession d’immobilisations corporel es, d’actifs incorporels et de charges à payer en échange d’un effet 
       
à recevoir90 821  $27 611  $
 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
14 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars 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 portefeuil e de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de collecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport aux États-Unis, au Canada, aux Bermudes et au Chili; le groupe Énergies renouvelables possède et exploite un portefeuil e 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 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. 
b) Périmètre de consolidation Les états financiers consolidés d’AQN ci-joints comprennent les comptes d’AQN, ceux de ses filiales détenues en propriété exclusive ainsi que ceux des entités à détenteurs de droits variables (« EDDV ») dont la société est le principal bénéficiaire (note 1 m)).  Les  opérations et les soldes intersociétés ont été éliminés.  Les participations dans des filiales qui appartiennent à des tiers sont incluses dans les participations ne donnant pas le contrôle (note 1 s)). 
c) Regroupements d’entreprises, actifs incorporels et goodwil  La société comptabilise comme un regroupement d’entreprises les acquisitions d’entités ou d’actifs qui répondent à la définition d’entreprise. Les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition.  Les actifs acquis et les passifs pris en charge sont évalués à la juste valeur à la date d’acquisition, à l’exception des impôts reportés qui sont comptabilisés comme il est décrit à la note 1 v). Les frais d’acquisition sont passés en charges dans la période au cours de laquel e ils sont engagés. Si les activités ne forment pas une entreprise, la transaction est comptabilisée comme une acquisition d’actifs, en tenant compte des coûts d’acquisition. Les actifs incorporels acquis sont comptabilisés séparément, à la juste valeur, s’ils découlent de droits contractuels ou d’autres droits légaux, ou s’ils peuvent être séparés. Les contrats de vente d’électricité sont amortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée résiduelle des contrats, soit entre 6 et 25 ans suivant la date d’acquisition.  Les conventions d’interconnexion sont amorties selon la méthode de l’amortissement linéaire sur leur durée de vie utile estimative de 40 ans. La majeure partie des relations clients de la société sont amorties selon la méthode de l’amortissement linéaire sur leur durée de vie utile estimative de 25 ans à 40 ans. Certaines relations clients et les droits d’utilisation de l’eau au Chili ainsi que les noms de marque sont considérés comme des actifs incorporels à durée d’utilité indéterminée et ne sont pas amortis, mais font l’objet d’une évaluation annuel e pour déterminer s’il existe des signes de dépréciation. Les actifs incorporels divers englobent des crédits d’énergie renouvelable achetés par les entreprises de services publics d’électricité de la société pour satisfaire aux obligations normatives du portefeuille d’énergie renouvelable. Les actifs incorporels ne sont pas amortis mais sont décomptabilisés lorsqu’ils sont remis à l’autorité d’État respective pour satisfaire aux exigences de conformité. Le goodwill correspond à l’excédent du prix d’acquisition d’une entreprise acquise sur la juste valeur des actifs nets acquis. Le goodwill n’est généralement pas compris dans la base tarifaire à partir de laquel e les services publics à tarifs réglementés sont autorisés à tirer un rendement et n’est pas amorti. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
c) Regroupements d’entreprises, actifs incorporels et goodwil  (suite) 
Au 30 septembre de chaque exercice, la société évalue les facteurs qualitatifs et quantitatifs afin de déterminer s’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur de l’unité d’exploitation à laquelle un goodwill est attribué soit inférieure à sa valeur comptable. S’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur d’une unité d’exploitation soit inférieure à sa valeur comptable ou si une évaluation quantitative est choisie, la société calcule la juste valeur de l’unité d’exploitation. Si la valeur comptable de l’ensemble de l’unité d’exploitation dépasse sa juste valeur, une perte de valeur correspondant au montant de l’excédent, mais limitée au montant total du goodwill affecté à l’unité d’exploitation, est comptabilisée.  Le goodwill fait l’objet d’un test de dépréciation entre les tests annuels s’il est plus probable qu’improbable que des événements ou des changements de situation réduiront la juste valeur de l’unité d’exploitation en deçà de sa valeur comptable. 
d) Comptabilisation des activités à tarifs réglementés 
Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont assujetties à la réglementation des tarifs, qui est généralement régie par l’organisme de réglementation de chacun des territoires dans lesquels elles exercent leurs activités (l’« organisme  de réglementation »).  L’organisme de réglementation décide ultimement des tarifs à appliquer aux clients de la société.  Les entreprises en exploitation à tarifs réglementés d’AQN sont comptabilisées conformément aux principes énoncés dans l’ASC Topic 980, Regulated Operations (« ASC 980 »), du Financial Accounting Standards Board (« FASB ») des États-Unis, à l’exception de la société chilienne en exploitation d’AQN, Empresa de Servicios de Los Lagos S.A. (« ESSAL »), laquel e a été acquise en octobre 2020.  Les tarifs qui ont été approuvés en vertu du cadre réglementaire chilien visent généralement le recouvrement du coût du service d’un modèle de service public de distribution d’eau.  Puisque les tarifs ne visent pas le recouvrement des coûts des services spécifiques d’ESSAL, le service public ne respecte pas le critère permettant d’appliquer la directive comptable selon l’ASC 980. Aux termes de l’ASC 980, les actifs et les passifs réglementaires 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. La note 7, Questions réglementaires, présente en détail les actifs et passifs réglementaires, et leur traitement actuel conformément à la réglementation. Si la société conclut que le recouvrement de ses actifs réglementaires nets n’est pas probable, el e doit cesser d’appliquer les critères de comptabilité applicables aux entreprises à tarifs réglementés et comptabiliser une charge ou un crédit hors trésorerie, après impôts, en résultat pour tous les actifs ou passifs réglementaires résiduels,  ce qui pourrait toucher la situation financière et les résultats d’exploitation de la société de manière importante. Les comptes des services publics d’électricité, de gaz et d’eau aux États-Unis sont tenus conformément au Uniform System of Accounts prescrit par la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC »), les organismes de réglementation concernés, et la National Association of Regulatory Utility Commissioners aux États-Unis. Les comptes de Gaz Nouveau-Brunswick sont tenus conformément au Règlement sur le régime uniforme des comptes des distributeurs de gaz en vertu de la Loi de 1999 sur la distribution du gaz du Nouveau-Brunswick. 
e) Trésorerie et équivalents de trésorerie 
La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent des instruments très liquides dont l’échéance initiale est de trois mois ou moins. 
  
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31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
f) Trésorerie soumise à restrictions 
La trésorerie soumise à restrictions représente les réserves et les montants réservés conformément aux exigences de diverses conventions d’emprunt, de dépôts devant être remboursés aux clients et de certaines exigences liées aux activités de production et de transport. Les liquidités mises en réserve, qui sont séparées des soldes de trésorerie d’AQN, sont conservées dans des comptes gérés par un mandataire distinct et sont présentées séparément à titre de trésorerie soumise à restrictions dans les présents états financiers consolidés. AQN ne peut avoir accès à ces liquidités sans l’autorisation préalable de parties qui ne lui sont pas liées. 
g) Débiteurs 
Les comptes clients sont comptabilisés au montant de la facture et ne portent pas intérêt. La société constitue une provision pour créances douteuses afin de tenir compte des pertes estimatives inhérentes au portefeuil e des débiteurs. Dans le calcul du montant de la provision requise, la direction considère les taux historiques des pertes ajustés pour tenir compte de la conjoncture et de la situation financière des clients, le montant des débiteurs faisant l’objet du litige, la conjoncture et les perspectives économiques futures, ainsi que l’ancienneté des débiteurs et les tendances de paiement actuels. Les soldes des comptes sont déduits de la provision lorsque tous les moyens de recouvrement ont été épuisés et que la possibilité de recouvrement est jugée très faible. La société n’est pas assujettie au risque de crédit hors bilan lié à ses clients. 
h) Combustible et gaz naturel stockés 
Les stocks de gaz naturel et de combustible sont comptabilisés au coût moyen pondéré ou selon la méthode du premier entré, premier sorti, conformément aux exigences des organismes de réglementation. Ils représentent le combustible, le gaz naturel et le gaz naturel liquéfié qui seront utilisés dans le cours normal des activités des services publics de gaz et de certaines centrales.  Aux termes des ordonnances tarifaires et d’autres contrats en vigueur, la société est autorisée à facturer directement aux clients le coût du gaz acheté ainsi que tout ajustement de surcharge de livraison autorisé applicable (note 7 a)). Ainsi, la valeur de réalisation nette des stocks de gaz naturel et de combustible n’est jamais inférieure aux coûts engagés par la société. 
i) Stock de fournitures et de matières consommables 
Les éléments du stock de fournitures et de matières consommables (à l’exception des pièces de rechange essentiel es et des pièces de rechange usinables qui sont présentées dans les immobilisations corporel es) sont imputés aux stocks à l’achat puis capitalisés aux immobilisations, ou passés en charges, selon le cas, lorsqu’ils sont instal és, utilisés ou deviennent obsolètes. Ces éléments sont évalués au coût ou, si el e est plus faible, à la valeur de réalisation nette. Grce aux ordonnances tarifaires et à l’environnement réglementaire, les travaux de construction capitalisés sont recouvrés à même la base tarifaire et les coûts de réparation et d’entretien sont recouvrés au moyen du calcul du coût des services rendus. Ainsi, le coût reflète généralement la valeur de réalisation nette. 
j) Immobilisations corporelles 
Les immobilisations corporel es sont comptabilisées au coût. La capitalisation des projets en développement commence dès que la direction, de pair avec l’autorité appropriée, a autorisé le financement d’un projet et en a pris l’engagement, et qu’il est probable que les coûts seront recouvrés par suite de l’utilisation de l’actif ou de la construction et de la mise en exploitation d’une installation. Les coûts de développement de projet des entités à tarifs réglementés, y compris les dépenses pour les levés préliminaires, les plans, les enquêtes, les études environnementales, les demandes réglementaires et les autres coûts engagés afin d’établir la faisabilité de projets d’expansion, sont capitalisés soit comme élément des immobilisations corporel es ou comme actif réglementaire lorsqu’il est probable que ces coûts seront recouvrés au moyen des revenus à tarifs réglementés du projet terminé. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
j) Immobilisations corporelles (suite) 
Les coûts d’acquisition ou de construction des immobilisations corporel es englobent ce qui suit : les matériaux, la main-d’œuvre, les services de sous-traitants et de professionnels, les frais généraux de construction directement attribuables au projet d’immobilisations (le cas échéant), les intérêts liés aux biens non visés par la réglementation des tarifs, et une provision pour les fonds utilisés pendant la construction (« PFUPC ») en ce qui a trait aux biens visés par la réglementation des tarifs. Si c’est possible, les différentes composantes sont comptabilisées et amorties séparément dans les comptes de la société. Les immobilisations corporelles louées aux termes de contrats de location-financement sont initialement inscrites au coût, lequel est déterminé selon la valeur actualisée des paiements de loyers à verser sur la durée du contrat de location. La PFUPC représente le coût des fonds empruntés ainsi qu’un rendement sur les autres fonds. Aux termes de l’ASC 980, une provision pour les fonds utilisés pendant les projets de construction comprise dans la base tarifaire est capitalisée. Cette provision a pour but de permettre aux services publics de capitaliser les frais de financement engagés pendant la période de construction d’une immobilisation assujettie à la réglementation des tarifs. En ce qui a trait aux activités pour lesquel es la comptabilité des entreprises à tarifs réglementés n’est pas appliquée, seuls les intérêts liés à la dette  sont capitalisés comme coûts de construction, conformément à l’ASC 835, Interest. Les intérêts capitalisés liés à la dette sont portés en réduction des intérêts débiteurs présentés dans les états des résultats consolidés. La PFUPC capitalisée qui est liée à des capitaux investis est comptabilisée en tant qu’intérêts créditeurs et autres produits sous le poste « Produit tiré des placements à long terme » dans l’état des résultats consolidé. Les améliorations qui permettent d’accroître la capacité d’un bien ou d’en prolonger la durée d’utilisation sont capitalisées. Les coûts engagés dans des dépenses importantes ou des révisions effectuées périodiquement sur la durée de vie d’un actif sont capitalisés et amortis sur la période connexe. Les coûts d’entretien et de réparation sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. Les subventions qui se rapportent à des dépenses en immobilisations sont comptabilisées en réduction du coût des actifs et sont amorties au même taux que les immobilisations connexes en réduction de la charge d’amortissement. Les subventions qui se rapportent à des dépenses d’exploitation comme les coûts d’entretien et de réparation sont comptabilisées en réduction de la charge connexe. Les apports sous forme d’aide à la construction représentent les montants versés par les clients, les gouvernements et les promoteurs en vue d’aider au financement d’une partie ou de la totalité du coût des immobilisations de services publics.  Ils comprennent également les montants comptabilisés à l’origine comme avances sous forme d’aide à la construction (note 12 c)), seulement si la période de remboursement de l’avance a expiré. Ces apports sont comptabilisés en déduction du coût des actifs de services publics et sont amortis au même taux que les immobilisations connexes en déduction de la charge d’amortissement.  
  
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1. Principales méthodes comptables (suite) j) 
Immobilisations corporel es (suite)  L’amortissement comptabilisé par la société est fondé sur la durée de vie utile estimative des actifs amortissables de chaque catégorie et est calculé selon la méthode de l’amortissement linéaire, sauf pour certains actifs éoliens, comme décrit ci-après. Les fourchettes de durées de vie utile estimatives et les durées de vie utile moyennes pondérées se résument comme suit : 
Fourchette des durées de Durées de vie utile moyennes 
 vie utile  pondérées 
  2021  2020  2021  2020 
Production  3-60 3-60 33 33 
Distribution 1-100 1-100 40 40 
Matériel 5-50 5-50 11 11 
 La société utilise la méthode de l’amortissement proportionnel à l’utilisation pour certaines composantes de ses centrales éoliennes où la durée de vie utile d’une composante est directement liée à la quantité d’énergie produite. La méthode de l’amortissement proportionnel à l’utilisation convient le mieux pour reconnaître les avantages liés aux composantes qui s’usent normalement au cours du processus de production de l’électricité. La production totale attendue de chaque composante est estimée à partir d’études sur les vents préparées par des tiers. Conformément aux méthodes comptables approuvées par les organismes de réglementation, lorsque les immobilisations corporel es amortissables du groupe Services à tarifs réglementés sont remplacées ou mises hors service, le coût initial majoré de tout coût d’enlèvement engagé (déduction faite de la valeur de récupération) est imputé à l’amortissement cumulé, aucun gain ni aucune perte n’étant inscrit dans les résultats d’exploitation. Les gains et les pertes seront imputés aux résultats d’exploitation dans l’avenir par voie d’ajustements de l’amortissement. En l’absence de méthodes comptables approuvées par les organismes de réglementation, les gains et les pertes sur la cession d’immobilisations corporelles sont portés en résultat à mesure qu’ils se produisent. 
k) Installations en propriété sous contrôle commun Le groupe Services à tarifs réglementés possède des participations indivises dans trois centrales électriques et ces participations varient de 7,52 % à 60 %, une quote-part équivalente de capacité et de production de chaque installation servant certains de ses clients de services publics.  Le placement de la société dans les participations indivises est comptabilisé à titre de centrales en service et recouvré à même la base tarifaire. La part de la société des charges d’exploitation est comptabilisée dans les charges d’exploitation, d’entretien et de combustible, à l’exclusion de la dotation aux amortissements. 
l) Dépréciation d’actifs à long terme AQN examine ses immobilisations corporelles et ses actifs incorporels à durée d’utilité déterminée pour déceler une éventuel e perte de valeur chaque fois que des événements ou des changements de situation indiquent que la valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Au 30 septembre de chaque exercice, la société évalue les facteurs qualitatifs afin de déterminer s’il est plus probable qu’improbable que l’actif incorporel à durée d’utilité indéterminée se soit déprécié.  S’il est plus probable qu’improbable que l’actif incorporel à durée d’utilité indéterminée s’est déprécié, la société détermine la juste valeur de l’actif incorporel. Si la valeur comptable de l’actif incorporel dépasse sa juste valeur, la société comptabilise une perte de valeur d’un montant correspondant à cet excédent. Les actifs incorporels à durée d’utilité indéterminée font l’objet d’un test de dépréciation entre les tests annuels s’il est plus probable qu’improbable que des événements ou des changements de situation réduiront la juste valeur en deçà de sa valeur comptable. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
l) Dépréciation d’actifs à long terme (suite) 
Le caractère recouvrable des actifs qui devraient être détenus et utilisés est évalué en comparant la valeur comptable d’un actif aux flux de trésorerie futurs non actualisés prévus.  Si la valeur comptable excède le montant recouvrable, la valeur de l’actif est ramenée à sa juste valeur. 
m) Entités à détenteurs de droits variables La société effectue des analyses afin de déterminer si ses établissements et investissements sont des EDDV. Afin de repérer toute EDDV éventuel e, la direction passe en revue les contrats de location, les ententes d’achat d’électricité à long terme et les installations détenues conjointement. Les EDDV dont la société est réputée être le principal bénéficiaire sont consolidées. Dans les cas où AQN n’est pas réputée être le principal bénéficiaire, l’EDDV n’est pas consolidée (note 8). La société détient des participations en actions et en effets à recevoir dans deux centrales. AQN a établi que ces entités sont considérées comme des EDDV surtout en raison du fait que les capitaux propres à risque des entités juridiques ne sont pas suffisants pour leur permettre de financer leurs activités sans recourir à un autre financement subordonné.  Les principales décisions qui se répercutent sur le rendement économique des centrales portent sur le choix des sites, l’obtention de permis, la technologie, la construction, l’exploitation et la maintenance ainsi que sur le financement. Puisque AQN a à la fois le pouvoir de diriger les activités des entités qui ont la plus forte incidence sur son rendement économique et le droit de recevoir les avantages ou l’obligation d’assumer les pertes des entités qui pourraient être importantes pour cel es-ci, la société est considérée en être le principal bénéficiaire. La valeur comptable nette totale des actifs et de la dette à long terme de ces centrales s’élève respectivement à 59 877 $ (59 521 $ en 2020) et 18 344 $ (20 328 $ en 2020). La performance financière de ces entités présentée dans les états des résultats consolidés tenait compte des ventes d’énergie à tarifs non réglementés de 16 772 $ (17 116 $ en 2020), des charges d’exploitation et de la dotation aux amortissements de 5 410 $ (5 400 $ en 2020) et des intérêts débiteurs de 2 055 $ (2 119 $ en 2020). 
n) Placements à long terme et effets à recevoir Les participations dans des entreprises sur lesquel es AQN exerce une influence notable sans toutefois en détenir le contrôle sont comptabilisées à la valeur de consolidation ou bien à la juste valeur. Les placements comptabilisés à la valeur de consolidation sont initialement évalués au coût, y compris les coûts de transaction et les intérêts, le cas échéant. AQN présente sa quote-part du bénéfice ou de la perte de ses placements comptabilisés à la valeur de consolidation au poste « Produit tiré des placements à long terme » figurant dans les états des résultats consolidés. AQN comptabilise dans les états des résultats consolidés les variations de la juste valeur de ses placements à la juste valeur et le revenu de dividende, lorsque celui-ci est déclaré par l’entité émettrice. Les effets à recevoir sont des actifs financiers, comportant des paiements fixes et déterminés, qui ne sont pas cotés sur un marché actif. Les effets à recevoir sont initialement comptabilisés au coût, lequel correspond généralement à la valeur nominale. Après l’acquisition, ils sont comptabilisés au coût après amortissement au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif. La société détient ces effets à recevoir à titre de placements à long terme et n’a pas l’intention de les vendre avant l’échéance. Les intérêts tirés des placements à long terme sont comptabilisés à mesure qu’ils sont gagnés et lorsque le recouvrement des intérêts et du capital sont raisonnablement assurés. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
n) Placements à long terme et effets à recevoir (suite) 
Si la baisse de la valeur d’un placement à long terme est jugée durable, une provision pour perte de valeur de ce placement est comptabilisée pour refléter le montant de cette perte. Une provision pour perte de valeur des effets à recevoir est comptabilisée selon le montant net du débiteur qui devrait être recouvré. Cette provision reflète le risque de perte sur la durée résiduelle de l’actif, compte tenu des résultats passés, des conditions actuelles et des prévisions raisonnables et vérifiables à l’égard de la conjoncture économique future. La dépréciation est calculée en fonction de la valeur des flux de trésorerie futurs prévus actualisés au taux d’intérêt effectif des effets. 
o) Régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite 
La société a établi des régimes de retraite à cotisations déterminées, des régimes de retraite à prestations déterminées, des régimes d’avantages complémentaires de retraite ainsi que des régimes de retraite complémentaires pour ses différents groupes de salariés. Les cotisations de l’employeur aux régimes de retraite à cotisations déterminées sont passées en charges à mesure que les employés rendent des services. La société comptabilise la situation de capitalisation de ses régimes de retraite à prestations déterminées, de ses régimes d’avantages complémentaires de retraite et de ses régimes de retraite complémentaires aux bilans consolidés. Les charges et passifs de la société sont déterminés à partir d’évaluations actuariel es à l’aide d’hypothèses remises en question au 31 décembre de chaque année, notamment les taux d’actualisation, la mortalité, les taux de rendement présumés, la croissance de la rémunération, les taux de roulement et le taux tendanciels du coût des soins de santé. L’incidence des modifications à ces hypothèses et des modifications aux services passés est comptabilisée à titre de gains et pertes actuariels dans le cumul des AERE et amortie en tant que coût net au cours des périodes futures à l’aide de la méthode du corridor. Lorsque des règlements des régimes de retraite de la société surviennent, la société comptabilise les gains ou les pertes correspondants immédiatement en résultats si le coût de l’ensemble des règlements survenus au cours de l’exercice excède la somme des composantes du coût des services et du coût financier du régime de retraite pour l’exercice. Le montant ainsi comptabilisé dans le bénéfice net des profits et des pertes compris dans le cumul des AERE est proportionnel à la réduction en pourcentage de l’obligation au titre des prestations projetées par suite du règlement. Les coûts des régimes de retraite à l’intention du personnel de la société sont constatés pendant la période durant laquel e les salariés sont en fonction et les coûts des services sont comptabilisés dans les frais d’administration dans les états des résultats consolidés.  Les composantes du montant net du coût des prestations pour la période autre que la composante des coûts des services sont comptabilisées dans les autres pertes nettes dans les états des résultats consolidés. 
p) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations 
La société constate un passif lié aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations en fonction de la juste valeur du passif lorsque l’obligation naît, en général au moment de l’acquisition, pendant la construction ou au cours de l’exploitation normale de l’immobilisation. Parallèlement, la société capitalise également le coût de la mise hors service d’immobilisations, soit la juste valeur estimative de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations, en augmentant la valeur comptable de l’actif à long terme connexe. Les coûts de la mise hors service d’immobilisations sont amortis sur la durée de vie utile estimative de l’actif et sont pris en compte dans la charge d’amortissement figurant dans les états des résultats consolidés.  Les augmentations de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations attribuables à l’écoulement du temps sont constatées à titre de charge de désactualisation de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations dans les états des résultats consolidés. Les dépenses réel es engagées sont imputées à l’obligation cumulée. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
q) Contrats de location 
La société comptabilise les contrats de location conformément à l’ASC Topic 842, Leases. La société loue des terrains, des btiments, des véhicules, des wagons et du matériel de bureau aux fins d’usage dans le cadre de ses activités quotidiennes. La société a l’option de prolonger la durée de bon nombre de ses contrats de location assortis de périodes de renouvellement allant de un an à cinq ans. À la date du bilan consolidé, la société n’avait pas la certitude raisonnable que ces options de renouvel ement seront exercées. Le groupe Énergies renouvelables conclut des contrats de servitude dans le cadre de l’exploitation de ses centrales. Pour évaluer si ces contrats renferment des contrats de location, la société détermine si el e a le droit exclusif d’utiliser le terrain. Dans la majorité des cas, le propriétaire ou le concédant de la servitude garde un plein accès au terrain et peut l’utiliser à quelque titre que ce soit, dans la mesure où il ne nuit pas aux activités de la société. Par conséquent, ces contrats de servitude ne renferment pas de contrats de location. Les contrats de servitude qui procurent un accès réservé au terrain et un usage exclusif de ce dernier répondent à la définition d’un contrat de location et entrent dans le champ d’application de l’ASC 842. Les actifs au titre de droits d’utilisation sont inclus dans les immobilisations corporel es tandis que les obligations locatives sont incluses dans les autres passifs aux bilans consolidés. Les taux d’actualisation utilisés dans l’évaluation des actifs au titre de droits d’utilisation et des obligations locatives de la société sont les taux d’actualisation à la date de début du contrat de location. Le solde des contrats de location de la société au 31 décembre 2021, et ses paiements de loyers prévus pour les cinq prochaines années et par la suite ne sont pas importants. 
r) Rémunération à base d’actions 
La société offre différents régimes de rémunération à base d’actions : un régime d’options sur actions, un régime d’achat d’actions à l’intention des employés (« AAE »), un régime d’unités d’actions différées (« UAD »), un régime d’unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») et un régime d’unités d’actions liées au rendement (« UAR »). Les attributions classées comme instruments de capitaux propres sont évaluées à la juste valeur à la date d’attribution. La société estime la juste valeur des options à la date d’attribution selon le modèle d’évaluation du prix des options de Black et Scholes.  La juste valeur est comptabilisée sur la période d’acquisition des droits attribués, ajustée pour tenir compte des déchéances estimatives.  La charge de rémunération est comptabilisée dans les frais d’administration aux états des résultats consolidés et dans le surplus d’apport à même les capitaux propres. Le surplus d’apport est diminué à mesure que les droits sont exercés, et le montant comptabilisé initialement dans le surplus d’apport est crédité aux actions ordinaires. 
s) Participations ne donnant pas le contrôle 
Les participations ne donnant pas le contrôle représentent la tranche de la participation dans les filiales qui n’est pas attribuable aux détenteurs de capitaux propres d’AQN. Les participations ne donnant pas le contrôle sont comptabilisées initialement à la juste valeur, et sont par la suite ajustées en fonction de la quote-part des résultats et des AERE attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle et en fonction des dividendes ou des distributions versés aux détenteurs de participations ne donnant pas le contrôle. Si une opération donne lieu à l’acquisition de la totalité ou d’une partie de la participation ne donnant pas le contrôle dans une filiale consolidée, cette acquisition est comptabilisée à la valeur de consolidation. Aucun gain ni aucune perte ne sont constatés dans le bénéfice net ou à l’état du résultat étendu par suite de modifications apportées à la participation ne donnant pas le contrôle, à moins que la société n’en perde le contrôle à la suite d’une modification. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
s) Participations ne donnant pas le contrôle (suite) 
Certains parcs éoliens et solaires de la société aux États-Unis sont constitués en société à responsabilité limitée (« s.r.l. ») ou en société en nom col ectif à responsabilité limitée (« s.e.n.c.r.l. ») et ont des participations ne donnant pas le contrôle (« parts de société en commandite donnant droit à des avantages fiscaux » ou « investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux »). Les porteurs de ces parts ont droit à une quote-part des bénéfices, des avantages fiscaux et des flux de trésorerie conformément aux ententes contractuel es.  Les ententes relatives aux s.r.l. ou s.e.n.c.r.l. confèrent des droits de liquidation et des priorités qui ne correspondent pas au pourcentage de la participation sous-jacente. Dans ces situations, le fait d’appliquer le pourcentage de participation au bénéfice net selon les PCGR des États-Unis afin de calculer les bénéfices et les pertes ne suffit pas à représenter de façon exacte la répartition du bénéfice et les distributions de flux de trésorerie qui seront ultimement reçus par les investisseurs. La tranche des bénéfices attribuable aux porteurs d’une participation ne donnant pas le contrôle dans ces entités est donc calculée à l’aide de la méthode comptable de la liquidation hypothétique à la valeur comptable (« LHVC ») (note 17). La LHVC est axée sur le bilan. Un calcul à chaque date de clôture permet d’établir le montant de la distribution auquel les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux auraient droit si une entité comptabilisée à la valeur de consolidation liquidait tous ses actifs et distribuait le produit de cette liquidation aux investisseurs selon les priorités de liquidation définies par contrat. L’écart entre les montants des distributions au début et à la fin de la période de présentation de l’information financière correspond à la quote-part des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux dans le bénéfice ou la perte du placement pour la période considérée.   Les instruments de capitaux propres qui peuvent faire l’objet d’un rachat lorsque des événements incertains surviennent, qui ne sont pas uniquement sous le contrôle d’AQN, sont classés à titre de capitaux propres temporaires et présentés dans les participations ne donnant pas le contrôle rachetables aux bilans consolidés. La société comptabilise les capitaux propres temporaires à l’émission en se fondant sur le montant au comptant reçu, déduction faite des coûts de transaction. Au besoin, la société réévalue le classement de ses instruments rachetables ainsi que la probabilité de rachat. Si le rachat est probable ou s’il est devenu exigible, la société comptabilise les instruments à leur valeur de rachat.  Les augmentations ou les diminutions de la valeur comptable d’un instrument rachetable sont comptabilisées dans le déficit. Lorsque l’option de rachat expire ou que d’autres événements font en sorte que le classement d’un instrument de capitaux propres à titre de capitaux propres temporaires n’est plus requis, la valeur comptable existante de l’instrument de capitaux propres est reclassée dans les capitaux propres permanents à la date de l’événement qui a entraîné le reclassement. 
t) Constatation des produits 
Les produits des activités ordinaires sont comptabilisés lorsque le contrôle des biens ou services promis est transféré aux clients de la société, et ce, selon un montant qui reflète le paiement auquel la société s’attend à avoir droit en contrepartie de ces biens ou services. Se reporter à la note 21, Information sectorielle, pour de plus amples informations sur la ventilation des produits par unité d’exploitation. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
t) Constatation des produits (suite) 
Produits du groupe Services à tarifs réglementés Les produits du groupe Services à tarifs réglementés sont essentiel ement tirés de la distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau. Les produits tirés de la vente et de la distribution d’électricité et de gaz naturel sont comptabilisés au fil des livraisons d’électricité ou de gaz naturel. À la fin de chaque mois, l’électricité et le gaz naturel livrés aux clients à partir de la date de leur dernier relevé de compteur jusqu’à la fin du mois sont estimés et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. Ces estimations des produits et des ventes non facturés reposent sur le ratio des jours facturables par rapport aux jours non facturés, la quantité d’électricité ou de gaz naturel fournie au cours de ce mois, les schémas d’utilisation historiques de cette catégorie d’abonnés, les conditions météorologiques, les pertes en ligne, le gaz naturel non comptabilisé et les tarifs actuels. Les produits non facturés sont habituel ement facturés au cours du mois suivant. Certains clients choisissent de régler leurs factures en vertu d’un régime de versements mensuels égaux. Ainsi, il arrive au cours de certains mois que des montants soient reçus avant la livraison de l’électricité. Des produits reportés sont comptabilisés à cet égard. Le montant des produits comptabilisé pendant la période à partir du solde des produits reportés n’est pas significatif. Les produits tirés de l’assainissement de l’eau ou de la distribution d’eau sont constatés au fil du temps alors que l’eau est traitée ou livrée aux clients. À la fin de chaque mois, l’eau livrée aux abonnés et les eaux usées collectées à partir de la date de leur dernier relevé de compteur jusqu’à la fin du mois sont estimées et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. Ces estimations des produits non facturés reposent sur le ratio des jours facturables par rapport aux jours non facturés, la quantité d’eau fournie et collectée au cours de ce mois, les schémas d’utilisation historiques de cette catégorie d’abonnés et les tarifs actuels. Les produits non facturés sont habituel ement facturés au cours du mois suivant. À l’occasion, une entreprise de services publics a le droit de mettre en vigueur de nouveaux tarifs qui n’ont pas été officiel ement approuvés par l’organisme de réglementation, lesquels peuvent faire l’objet d’un remboursement.  La société comptabilise les produits en se fondant sur un tarif provisoire et au besoin, constitue une réserve pour les montants qui pourraient devoir être remboursés selon l’expérience dans le territoire où les tarifs ont été mis en vigueur. Les produits de certains services publics à tarifs réglementés de la société sont assujettis à d’autres mécanismes de comptabilisation des produits approuvés par leurs organismes de réglementation respectifs. Selon ces programmes, la société comptabilise les produits de livraison annuels approuvés de manière uniforme pendant l’exercice. Par conséquent, la différence entre les produits de la livraison calculés selon une consommation mesurée et les produits de la livraison approuvés est présentée à titre d’autres revenus à la note 21, Information sectorielle, et est comptabilisée comme un actif ou passif réglementaire afin de refléter respectivement le recouvrement futur auprès des clients ou le remboursement futur à ces derniers (note 7). Le montant ultérieurement facturé aux clients est comptabilisé comme une reprise de l’actif réglementaire. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
t) Constatation des produits (suite) 
Produits du groupe Énergies renouvelables Les produits du groupe Énergies renouvelables sont tirés essentiel ement de la vente d’électricité, de  la puissance et de crédits d’énergie renouvelable. Les produits tirés de la vente d’électricité sont comptabilisés au fil des livraisons d’électricité.  La vente d’électricité comporte une seule obligation de prestation, soit la promesse de transférer au client une série de biens distincts qui sont essentiel ement de même nature et dont le profil de transfert au client est identique. Les produits tirés de la vente de capacité sont comptabilisés à mesure que la capacité est fournie. La promesse de fournir de la capacité crée l’obligation pour la société de se tenir prête à le faire.  La capacité est habituel ement exprimée en termes de volumes mensuels et de prix. La fourniture de capacité comporte une seule obligation de prestation, soit la promesse de transférer au client une série de services distincts qui sont essentiel ement de même nature et dont le profil de transfert au client est identique. Les projets d’énergie renouvelable admissibles reçoivent des crédits d’énergie renouvelable (« CER ») et des crédits d’énergie solaire renouvelable (« CESR ») pour la production et la livraison d’énergie renouvelable au réseau électrique. Les certificats de crédit d’énergie constituent la preuve que 1 MW d’électricité a été produit à partir d’une source d’énergie admissible. Les CER et les CESR peuvent être échangés, et le propriétaire d’un CER ou d’un CESR peut prétendre avoir acheté de l’énergie renouvelable.  Les CER et les CESR sont principalement vendus aux termes de contrats à tarifs fixes et les produits tirés de ces contrats sont comptabilisés au moment où l’électricité qui y est rattachée est générée. Les CER et les CESR excédant les montants établis dans les contrats sont comptabilisés dans les stocks et la contrepartie est comptabilisée à titre de diminution des charges d’exploitation. La société applique la mesure de simplification portant sur la facturation à l’égard des contrats d’électricité et de capacité du groupe Énergies renouvelables. Par conséquent, les produits sont comptabilisés au montant que la société est en droit de facturer à l’égard des services rendus. Les produits sont comptabilisés déduction faite des taxes de vente. 
u) Conversion des devises La monnaie de présentation d’AQN est le dollar américain. Dans les présents états financiers consolidés, les montants libel és en dol ars canadiens sont accompagnés du symbole « $ CA » ou de la mention « dollars canadiens », les montants libel és en pesos chiliens sont accompagnés du symbole « CLP » ou de la mention « pesos chiliens », et les montants libel és en unidad de fomento du Chili sont accompagnés du symbole « CLF » ou de la mention « unidad de fomento », immédiatement après le montant présenté. Avec prise d’effet le 1er janvier 2020, AQN, la société mère non consolidée, a changé sa monnaie fonctionnel e, 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 fonctionnel e, 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. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
u) Conversion des devises (suite) 
La monnaie fonctionnel e des établissements de la société demeure le dollar canadien étant donné que la majorité des opérations liées à l’exploitation, au financement et à l’investissement sont libellées en dollars canadiens. De même, la monnaie fonctionnel e des établissements de la société au Chili est le peso chilien et cel e de ses établissements aux Bermudes, le dol ar bermudien. Les états financiers de ces établissements sont convertis en dol ars américains au moyen de la méthode du taux courant, selon laquel e les actifs et les passifs sont convertis au taux de change en vigueur à la date du bilan, et les produits et les charges sont convertis au taux de change moyen de la période. Les gains et les pertes latents découlant de la conversion des états financiers de ces entités sont comptabilisés comme une composante des AERE, sont cumulés dans une composante des capitaux propres aux bilans consolidés et ne sont pas comptabilisés en résultat à moins d’une vente ou d’une liquidation complète ou essentiel ement complète du placement. 
v) Impôts sur les bénéfices Les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode axée sur le bilan. Des actifs et des passifs d’impôts reportés sont comptabilisés pour tenir compte des incidences fiscales futures des écarts entre la valeur comptable des actifs et des passifs qui est inscrite dans les états financiers et la valeur fiscale de ces éléments. Les actifs et les passifs d’impôts reportés sont calculés aux taux d’imposition en vigueur devant s’appliquer au bénéfice imposable des exercices durant lesquels ces écarts temporaires devraient se résorber ou être réglés. Une provision pour moins-value est comptabilisée en déduction des actifs d’impôts reportés dans la mesure où il est jugé plus probable qu’improbable que l’actif d’impôts reportés ne sera pas réalisé. L’incidence sur les actifs et les passifs d’impôts reportés d’une modification des taux d’imposition est comptabilisée dans les résultats de la période au cours de laquelle les taux d’imposition sont entrés en vigueur. Les crédits d’impôt à l’investissement pour les opérations relatives aux activités à tarifs réglementés sont reportés et amortis en tant que réduction de la charge d’impôts exigibles sur la durée de vie utile estimative des établissements. Les crédits d’impôt à l’investissement et d’autres crédits d’impôt pour les activités à tarifs non réglementés sont traités en tant que réduction de la charge d’impôts exigibles au cours de l’année où surviennent les crédits. La structure organisationnelle d’AQN et de ses filiales est complexe et les interprétations, réglementations et lois fiscales connexes des compétences fiscales où el es exercent leurs activités changent continuel ement. Par conséquent, il peut arriver que des questions fiscales donnent lieu à des positions fiscales incertaines. La société comptabilise l’incidence des positions fiscales seulement s’il est plus probable qu’improbable que ces positions soient confirmées. Les positions fiscales comptabilisées correspondent au montant le plus élevé dont la probabilité de réalisation est supérieure à 50 %. Toute variation dans la comptabilisation ou dans l’évaluation est prise en compte dans la période au cours de laquel e a lieu le changement de probabilité. 
w) Instruments financiers et dérivés Les débiteurs et les effets à recevoir sont évalués au coût après amortissement. La dette à long terme et les actions privilégiées de série C sont évaluées au coût après amortissement au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif, et ajustées pour tenir compte de l’amortissement des primes ou des escomptes. Les coûts de transaction directement attribuables à l’acquisition d’actifs financiers sont inclus dans la valeur comptable des actifs au moment de l’opération.  Les coûts de transaction qui se rapportent à une dette comptabilisée sont présentés aux bilans consolidés en réduction de la valeur comptable de la dette, à l’instar des escomptes et des primes sur la dette. Les coûts engagés pour les facilités de crédit renouvelables et les prêts intersociétés de la société sont comptabilisés dans les autres actifs. Les frais de financement reportés, les primes et les escomptes associés à la dette à long terme sont amortis au moyen de la méthode du taux d’intérêt effectif, alors que les frais de financement reportés associés aux facilités de crédit renouvelables et aux prêts intersociétés sont amortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de l’instrument en question. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
w) Instruments financiers et dérivés (suite) 
La société a recours, entre autres méthodes, à des instruments financiers dérivés pour gérer le risque associé aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. AQN comptabilise tous les  instruments dérivés soit à titre d’actifs soit à titre de passifs aux bilans consolidés à leur juste valeur respective.  La juste valeur sur instruments dérivés conclus avec la même contrepartie en vertu d’une convention-cadre de compensation est présentée à un montant brut dans les bilans consolidés. Les montants qui peuvent faire l’objet d’un règlement net ne sont pas significatifs. La société applique la comptabilité de couverture à certains de ses instruments financiers qui servent à gérer le risque de change ainsi que l’exposition au risque de taux d’intérêt et au risque de prix associés à la vente d’électricité. En ce qui concerne un dérivé désigné comme couverture de flux de trésorerie, la variation de la juste valeur est comptabilisée dans les AERE. Le montant comptabilisé dans le cumul des AERE est reclassé dans le bénéfice net de la période au cours de laquelle les flux de trésorerie couverts influent sur le bénéfice net, à la même rubrique des états des résultats consolidés que l’élément couvert. Si l’instrument de couverture ne satisfait plus aux critères de la comptabilité de couverture, s’il arrive à échéance ou s’il est vendu, résilié ou exercé, ou si l’entité annule la désignation, la comptabilité de couverture cessera d’être appliquée de manière prospective. Le solde du cumul des AERE est transféré dans les états des résultats consolidés au cours de la période où l’élément couvert a une incidence sur le bénéfice net. Si l’on ne s’attend plus à ce que la transaction prévue se réalise, le solde du cumul des AERE est alors comptabilisé immédiatement dans le bénéfice net. En ce qui a trait aux instruments dérivés ou financiers désignés comme couvertures du risque de change lié à un investissement net dans un établissement à l’étranger, le gain ou la perte de change se rapportant à la partie efficace de la couverture sont comptabilisés de la même façon que l’écart de conversion connexe à l’investissement net (soit dans les AERE). Les installations de distribution d’électricité et les centrales thermiques de la société concluent des contrats d’achat d’électricité et de gaz pour respecter les exigences de distribution de la charge et de production. Ces contrats respectent le critère de l’exemption relative aux achats normaux et aux ventes normales et, par conséquent, ils ne doivent pas être comptabilisés à la juste valeur comme dérivés, mais selon la comptabilité d’exercice. Les contreparties sont évaluées sur une base continue afin d’évaluer le risque d’inexécution et d’assurer qu’il n’a pas d’incidence sur la conclusion relative à cette exemption. 
x) Évaluations à la juste valeur 
La société a recours à des techniques d’évaluation qui maximisent l’utilisation de données observables et réduisent au minimum l’utilisation de données non observables, dans la mesure du possible. La société calcule la juste valeur selon des hypothèses qu’un intervenant sur le marché utiliserait dans l’estimation de la valeur d’un actif ou d’un passif sur son principal marché ou celui qui lui est le plus avantageux. Dans la prise en compte des hypothèses d’un intervenant sur le marché pour les évaluations de la juste valeur, la hiérarchie des justes valeurs distingue les données observables des données non observables, qui sont classées dans l’une des catégories suivantes : 
•  Données de niveau 1 : Prix cotés non ajustés pour des actifs ou des passifs identiques sur des marchés 
actifs accessibles à l’entité présentant l’information financière à la date de l’évaluation. 
•  Données de niveau 2 : Données autres que les prix cotés visés au niveau 1 qui sont observables pour 
l’actif ou le passif considéré, directement ou indirectement, pour la quasi-totalité de la durée de cet actif ou de ce passif. 
•  Données de niveau 3 : Données non observables relatives à l’actif ou au passif utilisées pour évaluer la 
juste valeur dans la mesure où les données observables ne sont pas disponibles, permettant ainsi de tenir compte des situations dans lesquel es il n’existe que peu d’activité de marché, voire aucune, pour l’actif ou le passif à la date de l’évaluation. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
1. Principales méthodes comptables (suite) 
y) Engagements et éventualités 
Les obligations au titre d’éventuel es pertes découlant de mesures d’assainissement de l’environnement, de réclamations, de cotisations, de litiges, d’amendes, de pénalités et d’autres sources sont comptabilisées lorsqu’il est probable qu’un passif a été engagé et que le montant peut faire l’objet d’une estimation raisonnable. Les frais juridiques engagés à l’égard de pertes éventuel es sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. 
z) Recours à des estimations 
La préparation d’états financiers exige de la direction qu’el e fasse des estimations et qu’el e pose des hypothèses ayant une incidence sur la valeur comptable des actifs et des passifs, sur les informations relatives aux actifs et aux passifs éventuels à la date des présents états financiers consolidés et sur la valeur comptable des produits et des charges de l’exercice. Les résultats réels peuvent différer de ces estimations. Au cours des exercices présentés, la direction a fait des estimations et posé des hypothèses concernant notamment la durée de vie utile et le caractère recouvrable des immobilisations corporelles, des actifs incorporels et du goodwill, le caractère recouvrable des effets à recevoir et des placements à long terme, la recouvrabilité des actifs d’impôts reportés, l’évaluation des produits non facturés, les obligations au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite, le caractère temporel des actifs et des passifs réglementaires, les éventualités se rapportant aux questions environnementales, la juste valeur des actifs et des passifs acquis dans le cadre d’un regroupement d’entreprises, et la juste valeur des instruments financiers. Ces estimations et hypothèses sont fondées sur les conditions actuel es et sur les lignes de conduite que la direction prévoit adopter de même que sur des hypothèses quant aux conditions commerciales et à la conjoncture économique qui prévaudront dans l’avenir.  Si ces estimations et hypothèses venaient à changer, les montants comptabilisés pourraient être rectifiés de façon importante. 
aa) Pandémie de COVID-19 
L’éclosion en cours de la nouvel e souche de coronavirus (« COVID-19 ») a entraîné l’interruption des activités et la fermeture d’entreprises qui ont changé les habitudes de consommation des clients résidentiels, commerciaux et industriels dans les trois modes de services publics, y compris la baisse de la consommation de certains clients commerciaux et industriels. Dans chaque territoire où se situent les projets de construction d’énergie renouvelable d’envergure de la société, la construction de nouvelles installations d’énergie renouvelable a été considérée comme une activité essentiel e qui n’est pas touchée par les décrets des gouvernements sur la fermeture des entreprises non essentiel es. Par conséquent, les activités de construction se sont poursuivies pour l’ensemble des projets de construction de projets d’énergie renouvelable d’envergure de la société tout au long de la pandémie de COVID-19. Au deuxième trimestre de 2020, le Internal Revenue Service (« IRS ») des États-Unis a prolongé d’un an la période visée par les nouvel es règles refuge selon lesquel es les projets d’énergie renouvelable doivent avoir été mis en service pour être admissibles aux crédits d’impôt fédéral des États-Unis. En 2021, l’IRS a repoussé davantage la date limite (six ans pour les installations d’énergie renouvelable dont la construction a commencé entre 2016 et 2019, cinq ans pour cel es dont la construction a commencé en 2020) pour tenir compte des délais continus causés par la pandémie de COVID-19. Les activités, la situation financière, les flux de trésorerie et les résultats d’exploitation de la société peuvent subir les effets réels et potentiels futurs attribuables à la COVID-19, dont la portée est inconnue pour le moment. L’ampleur des futures répercussions de la pandémie de COVID-19 sur la société dépendra, entre autres, de sa durée, de la portée des mesures de santé publique connexes mises en place et des efforts de la société visant à réduire l’incidence sur ses activités. La société a estimé l’incidence de la COVID-19 sur ses états financiers consolidés. Ces estimations pourraient être modifiées au cours de périodes ultérieures. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
2. Prises de position en comptabilité publiées récemment 
a) Prises de position en comptabilité adoptées récemment 
Le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») a publié l’ASU 2020-01, Investments – Equity Securities (Topic 321), Investments – Equity Method and Joint Ventures (Topic 323), and Derivatives and Hedging (Topic 815): Clarifying the Interactions between Topic 321, Topic 323, and Topic 815 qui traite du foisonnement de pratiques de comptabilisation de certains titres de capitaux propres lors de l’application ou de l’abandon de la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation et de certaines considérations relatives à l’étendue des contrats à terme et des options achetées. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés. Le FASB a publié l’ASU 2019-12, Income Taxes (Topic 740) : Simplifying the Accounting for Income Taxes afin de réduire la complexité des normes comptables de façon générale. La mise à jour élimine certaines exceptions aux principes généraux énoncés dans le Topic 740, Income Taxes  et apporte des modifications visant à améliorer l’application uniforme d’autres aspects du Topic 740. L’adoption de cette mise à jour n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés. 
b) Directives comptables récentes n’ayant pas encore été adoptées 
Le FASB a publié l’ASU 2021-05, Leases (Topic 842) : Lessors — Certain Leases with Variable Lease Payments afin de répondre aux préoccupations liées aux pertes au jour 1 dans le cadre de contrats de location-vente ou de contrats de location-financement assortis de paiements variables qui ne sont pas fonction d’un indice ou d’un taux.  La mise à jour modifie les dispositions relatives au classement par le bailleur pour refléter les pratiques antérieures au titre du Topic 840, Leases. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2021. La société évalue actuel ement l’incidence de l’adoption de cette mise à jour. Le FASB a publié l’ASU 2020-06,  Debt  —  Debt with Conversion and Other Options (Subtopic 470-20) and Derivatives and Hedging  — Contracts in Entity’s Own Equity (Subtopic 815-40) : Accounting for Convertible Instruments and Contracts in an Entity’s Own Equity qui traite de la complexité de la comptabilisation de certains instruments financiers assortis de caractéristiques d’éléments de passif et de capitaux propres. La norme réduit le nombre de modèles de comptabilisation pour les instruments d’emprunt sous forme de débentures convertibles et les actions privilégiées convertibles et modifie les obligations d’information, et la directive a été modifiée pour tenir compte de l’exclusion du champ d’application des dérivés pour les contrats comptabilisés dans les capitaux propres d’une entité de manière à réduire le recours aux conclusions sur la comptabilité fondées sur la forme plutôt que sur la substance. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour les périodes intermédiaires et les exercices ouverts après le 15 décembre 2021.  La société évalue actuel ement l’incidence de l’adoption de cette mise à jour. Le FASB a publié l’ASU 2020-04, Reference Rate Reform (Topic 848) : Facilitation of the Effects of Reference Rate Reform on Financial Reporting pour fournir des mesures de simplification facultatives et des exceptions afin d’al éger le fardeau que pourrait représenter la réforme des taux de référence. Les modifications s’appliquent à la comptabilisation des contrats, des relations de couverture et autres transactions faisant référence au LIBOR ou à un autre taux de référence qui doit être abandonné en raison de la réforme des taux de référence. Les modifications apportées par la mise à jour sont en vigueur pour toutes les entités à compter du  12 mars 2020 jusqu’au 31 décembre 2022. Le FASB a mis à jour le Topic 848 de l’ASU 2021-01 pour préciser que le champ d’application du Topic 848 couvre les dérivés touchés par la transition au nouveau taux d’actualisation. La société évalue actuel ement l’incidence de la réforme des taux de référence et de l’adoption de cette mise à jour. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
3. Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement a)  Acquisition de New York American Water Company, Inc. 
Après la clôture de l’exercice, avec prise d’effet le 1er janvier 2022, la société a conclu l’acquisition de New York American Water Company, Inc (renommée par la suite Liberty Utilities (New York Water) Corp. (« Liberty NY Water ») pour un prix d’acquisition d’environ 608 000 $. Liberty NY Water, qui est basée à Merrick, à New York, offre des services publics à tarifs réglementés de distribution d’eau et de traitement des eaux usées servant les clients de sept comtés du sud-est de l’État de New York. En raison de la date de l’acquisition, la société n’a pas terminé les évaluations de la juste valeur. La société continue d’examiner l’information et procédera à d’autres analyses avant d’établir la répartition de la contrepartie versée à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris.     
b)  Entente visant l’acquisition de Kentucky Power Company et d’AEP Kentucky Transmission Company 
Le 26 octobre 2021, la société a conclu une entente avec American Electric Power Company, Inc. (« AEP ») et AEP Transmission Company, LLC en vue d’acquérir Kentucky Power Company (« Kentucky Power ») et AEP Kentucky Transmission Company, Inc. (« Kentucky TransCo ») pour un prix d’acquisition total d’environ 2 846 000 $, incluant la reprise de dette totalisant environ 1 221 000 $ (la « transaction Kentucky Power »). Kentucky Power est un service public de production, de distribution et de transport d’électricité à tarifs réglementés du Commonwealth du Kentucky et en vertu d’un cadre du coût du service. Kentucky TransCo est une entreprise de transport d’électricité exploitant la partie située au Kentucky des infrastructures de transport d’électricité faisant partie de l’organisation de transport régionale Pennsylvanie – New Jersey – Maryland, PJM. Kentucky Power et Kentucky TransCo offrent des services à tarifs réglementés par la FERC. La clôture de la transaction Kentucky Power est assujettie à l’obtention de certaines approbations des organismes de réglementation et des gouvernements, notamment l’expiration ou la levée d’une période d’attente applicable prévue par la Hart-Scott-Rodino Antitrust Improvements Act of 1976 (la « Loi HSR »), l’autorisation de la transaction Kentucky Power par le Committee on Foreign Investment in the United States (le « CFIUS »), l’approbation par la Kentucky Public Service Commission (la « KPSC ») et la FERC, l’approbation de la Public Service Commission of West Virginia à l’égard de la résiliation de la convention d’exploitation actuel e et de son remplacement par la convention d’exploitation de la centrale au charbon Mitchel  (dans laquel e Kentucky Power détient une participation de 50 %, soit 780 MW), et au respect d’autres conditions de clôture usuel es. Si la convention d’acquisition est résiliée dans certaines circonstances, y compris l’incapacité d’obtenir les autorisations réglementaires requises (autres que l’autorisation de la Kentucky Public Service Commission, de la FERC ou de la Public Service Commission of West Virginia pour la résiliation et le remplacement de la convention d’exploitation actuel e de la centrale Mitchell), la société pourrait être tenue de verser des frais de résiliation de 65 000 $. La clôture de la transaction Kentucky Power est prévue pour le milieu de 2022. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
3. Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite) c)  Acquisition des centrales éoliennes du Midwest 
En 2019, The Empire District Electric Company (« Empire Electric System »), une filiale en propriété exclusive de la société, a conclu des ententes visant l’acquisition, lorsqu’ils seront achevés, de trois parcs éoliens produisant jusqu’à 600 MW d’énergie éolienne, situés dans les comtés de Barton, Dade, Lawrence et Jasper au Missouri et de Neosho, au Kansas (col ectivement, les « centrales éoliennes du Midwest »).   En novembre 2019, Liberty Utilities Co, une filiale en propriété exclusive de la société, a acquis une participation dans les entités qui détiennent North Fork Ridge et Kings Point, les deux projets éoliens du Missouri, et, en partenariat avec un promoteur tiers, a poursuivi l’aménagement et la construction de ces projets jusqu’à l’acquisition par Empire Electric System après leur achèvement. La société a comptabilisé sa participation dans ces deux projets à la valeur de consolidation (note 8 c)). En novembre 2019, un contrat donnant droit à des avantages fiscaux a été conclu pour le projet éolien de Neosho Ridge au Kansas et, en décembre 2020, des contrats donnant droit à des avantages fiscaux ont été conclus pour North Fork Ridge et Kings Point. En vertu de ces contrats, les parts de société en commandite de catégorie A sont détenues par des investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux qui reçoivent la plupart des avantages fiscaux associés aux centrales éoliennes du Midwest. Parallèlement à la conclusion des ententes donnant droit à des avantages fiscaux en décembre 2020, la centrale éolienne North Fork Ridge a commencé à être exploitée commercialement et les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni le financement initial de 29 446 $.  Les centrales éoliennes Kings Point et Neosho Ridge ont commencé leurs activités commerciales en 2021. 
En 2021, Empire Electric System a fait l’acquisition de l’ensemble des centrales éoliennes du Midwest pour lesquel es el e a versé à des promoteurs tiers une contrepartie totale de 97 760 $, obtenant ainsi le contrôle des centrales.  Après l’acquisition, les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni du financement additionnel de 530 880 $, et des prêts à des tiers pour la construction de 789 923 $ ont été remboursés. La société a comptabilisé ces transactions comme des acquisitions d’actifs, puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables semblables. Le tableau qui suit résume la répartition du total des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition : 
 Centrales 
    
Fonds de roulement (28 630)  $
 
Immobilisations corporelles  1 141 884  
Dette à long terme  (789 804)  
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations  (27 053)  
Passif d’impôts reportés  (4 566)  
Autres passifs  (104 129)  
Participation ne donnant pas le contrôle (investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux)   (29 141)  
Total des actifs nets acquis  158 561  
Trésorerie et équivalents de trésorerie  15 860  
Total des actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie   142 701  $ 
d)  Centrale solaire Altavista 
Jusqu’en avril 2021, la société détenait une participation de 50 % dans Altavista Solar SponsorCo, LLC, une entité qui détient indirectement une centrale solaire de 80 MW dans le comté de Campbel , en Virginie. En avril 2021, la société a acquis la participation résiduel e de 50 % dans Altavista Solar SponsorCo, LLC pour un montant de 6 735 $ et a ainsi obtenu le contrôle de l’installation. Après l’acquisition, le prêt à des tiers pour la construction de 122 024 $ a été remboursé. La société a comptabilisé la transaction comme une acquisition d’actifs, puisque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis se concentre dans un groupe d’actifs identifiables semblables. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
3. Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite) d)  Centrale solaire Altavista (suite) 
Le tableau qui suit résume la répartition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition de la centrale solaire : 
Centrale 
 solaire 
 
Fonds de roulement  870  $ 
Immobilisations corporelles  138 343  
Dette à long terme  (122 024)  
Passif d’impôts reportés  (421)  
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations  (3 332)  
Total des actifs nets acquis  13 436  
Trésorerie et équivalents de trésorerie  33  
Total des actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie   13 403  $ 
e)  Centrale éolienne Maverick Creek et centrale éolienne Sugar Creek 
Jusqu’en janvier 2021, la société détenait des participations de 50 % dans Maverick Creek Wind SponsorCo, LLC et AAGES Sugar Creek Wind, LLC (note 8). 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 un montant total de 43 797 $, et a obtenu le contrôle des centrales. Une tranche de 18 641 $ de la contrepartie de l’acquisition de AAGES Sugar Creek Wind, LLC était retenue et demeurait à payer sous réserve du respect de certaines conditions. 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. Le tableau qui suit résume la répartition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition des deux centrales éoliennes. Les prêts totalisant 87 035 $ entre la société et les sociétés à responsabilité limitée ont été traités comme une contrepartie supplémentaire engagée pour acquérir les sociétés à responsabilité limitée. 
Maverick Creek et 
 Sugar Creek 
Fonds de roulement  (15 557)  $ 
Immobilisations corporelles  1 062 613  
Dette à long terme  (855 409)  
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations  (23 402)  
Passif d’impôts reportés  (337)  
Instruments dérivés  7 575  
Total des actifs nets acquis  175 483  
Trésorerie et équivalents de trésorerie  4 241  
Total des actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents 
de trésorerie  171 242  $ 
Les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux ont fourni un financement respectivement de 147 914 $ et de 380 829 $ à la centrale éolienne Sugar Creek et à la centrale éolienne Maverick Creek en 2021, et les prêts à des tiers pour la construction respectivement de 284 829 $ et de 570 579 $ ont été remboursés après l’acquisition des participations de 50 % restantes dans les centrales. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
3. Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite) f) 
Acquisition d’Ascendant Group Limited 
Le 9 novembre 2020, la société a conclu l’acquisition de Liberty Group Limited (auparavant Ascendant Group Limited, « Ascendant »), la société mère de Bermuda Electric Light Company Limited (« BELCO »). BELCO est le seul service public d’électricité à offrir des services de production, de transport et de distribution d’électricité à tarifs réglementés aux résidents et aux entreprises des Bermudes. Le prix d’acquisition d’Ascendant a été d’environ 364 468 $. Tous les coûts liés à cette acquisition ont été passés en charges dans l’état des résultats consolidé. Le tableau qui suit résume la répartition définitive du prix d’acquisition des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :   
 
Fonds de roulement  71 948  $ 
Immobilisations corporelles 417 947 
Actifs incorporels 27 315 
Goodwil 93 202 
Actifs réglementaires 9 859 
Autres actifs 4 992 
Dette à long terme (159 682) 
Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (58 746) 
Instruments dérivés (12 748) 
Autres passifs (29 619) 
Total des actifs nets acquis  364 468  $ 
Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis  42 920 
Total des actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie   321 548  $ 
La juste valeur des actifs acquis et des passifs repris est calculée d’après les estimations et certaines hypothèses de la direction. Le goodwill correspond à l’excédent du prix d’acquisition sur la juste valeur totale des actifs nets acquis. Les facteurs ayant contribué au montant comptabilisé à titre de goodwil  comprennent la croissance future, les synergies possibles et les économies de coûts découlant de la prestation de certains services administratifs partagés et d’autres services. Les immobilisations corporel es, excluant les logiciels, sont amorties conformément aux exigences réglementaires, sur leur durée de vie utile estimative selon la méthode de l’amortissement linéaire. La durée de vie utile moyenne pondérée des actifs d’Ascendant est de 29 ans.  
  
33 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
3. Acquisitions d’entreprises et projets d’aménagement (suite) 
g)  Acquisition d’ESSAL 
La société a fait l’acquisition d’une participation de 51 % dans ESSAL le 13 octobre 2020, pour une contrepartie de 87 975 $. ESSAL est un fournisseur de services de distribution d’eau et de collecte des eaux usées régional intégré verticalement du sud du Chili. La société contrôle et consolide ESSAL. Tous les coûts liés à cette acquisition ont été passés en charges dans l’état des résultats consolidé. Le tableau qui suit résume la répartition définitive du prix d’acquisition de 87 975 $, lorsque le contrôle a été obtenu, des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition. 
  
Fonds de roulement  10 575  $ 
Immobilisations corporelles  238 504  
Actifs incorporels  37 095  
Goodwil  75 917  
Autres actifs  1 394  
Dette à long terme  (144 335)  
Avantages complémentaires de retraite  (2 292)  
Passif d’impôts reportés, montant net  (29 477)  
Autres passifs  (14 881)  
Participation ne donnant pas le contrôle  (84 525)  
Total des actifs nets acquis  87 975  $ 
Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis  6 983  
Total des actifs nets acquis, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie  80 992  $ 
La juste valeur des actifs acquis et des passifs repris est calculée d’après les estimations et certaines hypothèses de la direction. Au cours de 2021, des ajustements à la répartition provisoire effectuée en 2020 ont été apportés aux autres actifs, aux charges à payer et à la dette à long terme, entraînant une augmentation nette de 5 535 $, déduction faite des impôts. Ces ajustements figurant dans le tableau ci-dessus. Le goodwill correspond à l’excédent du prix d’acquisition sur la juste valeur totale des actifs nets acquis.  Les facteurs ayant contribué au montant comptabilisé à titre de goodwil  comprennent la croissance future, les synergies possibles et les économies de coûts découlant de la prestation de certains services administratifs partagés et d’autres services. Le goodwil  est présenté à la rubrique du groupe Services à tarifs réglementés. Les immobilisations corporel es, excluant les logiciels, sont amorties sur leur durée de vie utile estimative selon la méthode de l’amortissement linéaire. La durée de vie utile moyenne pondérée des actifs d’ESSAL est de 40 ans. AQN a fait l’acquisition d’une participation additionnelle de 43 % dans ESSAL pour une contrepartie de 74 111 $ le 17 octobre 2020, de sorte qu’AQN  a fait l’acquisition, au total, de 94 %  des actions en circulation d’ESSAL.
 
L’acquisition de la deuxième tranche a réduit de 74 111 $ à la participation ne donnant pas le contrôle.  En janvier 2021, la société a vendu une participation de 32 % dans Eco Acquisitionco SpA, la société de portefeuille dans laquel e la participation d’AQN dans ESSAL est détenue, à un tiers pour une contrepartie totale de 51 750 $. Cela représente une participation de 30 % de la participation totale dans ESSAL, qui s’est traduite par une augmentation correspondante de la participation ne donnant pas le contrôle. Cette transaction n’a engendré aucun gain ni aucune perte. Par suite de la transaction, AQN détient environ 64 % des actions en circulation d’ESSAL et continue de consolider les activités d’ESSAL. 
  
34 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
4. Débiteurs Au 31 décembre 2021, les débiteurs comprenaient des produits non facturés de 102 693 $  (91 538 $ au 31 décembre 2020) dans le secteur des services publics à tarifs réglementés de la société. Au 31 décembre 2021, les débiteurs étaient présentés déduction faite de la provision pour créances douteuses de 19 327 $ (19 628 $ au 31 décembre 2020). 
5. Immobilisations corporelles Les immobilisations corporel es se composent de ce qui suit : 
2021  
Amortissement Valeur 
  Coût  cumulé  comptable nette 
Production  4 187 197  $    751 219  $    3 435 978  $ 
Distribution et transport 7 468 236  780 537   6 687 699 
Terrains 114 821  —  114 821 
Matériel 101 971  56 464  45 507 
Construction en cours      
Production 148 302  —  148 302 
Distribution et transport 610 139  —  610 139 
   12 630 666  $     1 588 220  $    11 042 446  $ 
 
2020  
Amortissement Valeur 
  Coût  cumulé  comptable nette 
Production  2 918 692  $    633 210  $     2 285 482  $ 
Distribution et transport 5 766 885  661 786   5 105 099 
Terrains 114 847  —  114 847 
Matériel 99 722  51 979  47 743 
Construction en cours      
Production 136 424  —  136 424 
Distribution et transport 552 243  —  552 243 
  9 588 813  $     1 346 975  $     8 241 838  $ 
Les actifs de production comprenaient un coût de 114 868 $ (111 806 $ en 2020) et l’amortissement cumulé de 46 649 $ (43 444 $ en 2020) liés aux instal ations louées aux termes de contrats de location-financement ou détenues par des EDDV consolidées.  La charge d’amortissement des installations faisant l’objet de contrats de location-financement s’est établie à 1 716 $ (1 708 $ en 2020). Les actifs de distribution et de transport comprennent ce qui suit : 
•  Un coût de 2 018 039 $ (885 087 $ en 2020) et l’amortissement cumulé de 72 484 $ (28 779 $ en 2020) 
liés aux actifs de production et de distribution à tarifs réglementés. En 2020, la centrale d’Asbury a cessé ses activités et sa valeur comptable nette a été transférée à un actif réglementaire (note 7 b)). 
•  Un coût de 557 954 $ (531 191 $ en 2020) et l’amortissement cumulé de 59 857 $ (50 919 $ en 2020) liés 
aux installations en propriété sous contrôle commun (note 1 k)). Le total des dépenses engagées au titre de ces installations pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 s’est établi à 143 255 $ (61 827 $ en 2020). 
•  Un coût de 3 076 $ (3 076 $ en 2020) et l’amortissement cumulé de 1 665 $ (1 321 $ en 2020) liés aux 
installations louées aux termes de contrats de location-financement. 
35 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
5. Immobilisations corporelles (suite) 
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, des apports reçus sous forme d’aide à la construction de 6 376 $ (4 214 $ en 2020) ont été portés au crédit du coût des actifs. 
Les intérêts et la PFUPC capitalisés dans le coût des actifs en 2021 et en 2020 se sont établis comme suit : 
 2021  2020 
Intérêts capitalisés liés aux biens non visés par la réglementation des tarifs  3 313  $   9 359  $ 
PFUPC capitalisée liée aux biens visés par la réglementation des tarifs :    
Provision pour les fonds empruntés 3 208  3 475 
Provision pour les capitaux investis 5 725  2 219 
  12 246  $   15 053  $ 
 
6. Actifs incorporels et goodwil 
Les actifs incorporels se composaient de ce qui suit : 
Amortissement Valeur 
2021 Coût  accumulé   comptable nette 
Contrats de vente d’électricité  58 112  $   43 118  $   14 994  $ 
Relations clients 78 140  12 337  65 803 
Conventions d’interconnexion 15 072  1 721  13 351 
Autrea 10 968  —  10 968 
  162 292  $   57 176  $   105 116  $ 
 
Amortissement Valeur 
2020 Coût  accumulé   comptable nette 
Contrats de vente d’électricité  57 943  $   41 184  $    16 759  $ 
Relations clients 83 342   10 967  72 375 
Conventions d’interconnexion 15 028   1 458  13 570 
Autrea 12 209   —  12 209 
  168 522  $   53 609  $    114 913  $ 
a) Comprend les noms de marque, les droits d’utilisation de l’eau et des actifs incorporels divers. 
La charge d’amortissement estimative des actifs incorporels est de 3 125 $ pour les cinq prochaines années. Le goodwil  est entièrement attribuable au groupe Services à tarifs réglementés. 
  2021  2020 
Solde d’ouverture   1 208 390  $    1 031 696  $ 
Acquisitions d’entreprises (note 3) 5 535    167 209 
Change (12 681)   9 485 
Solde de clôture   1 201 244  $    1 208 390  $ 
  
36 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires Les entreprises en exploitation au sein du groupe Services à tarifs réglementés sont assujetties à la réglementation par l’organisme de réglementation de chaque territoire où el es exercent leurs activités. Les organismes de réglementation 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. Les procédures réglementaires suivantes ont été réglées récemment :  
Service public  État, Type de Détails 
province ou procédure 
pays réglementaire 
BELCO Bermudes  Révision Le 7 mai 2021, l’organisme de réglementation des Bermudes a rendu 
générale des une décision finale, approuvant un coût du capital moyen pondéré 
tarifs (« CCMP ») de 7,5 % et autorisant des produits de 211 432 $, dont 
13 426 $ de produits réalisés à percevoir sur 5 ans  à un CCMP 
minimum de 7,5 %.  Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 
1er juin 2021. 
EnergyNorth New Révision La New Hampshire Public Utilities Commission (« NHPUC ») a émis une 
Gas System Hampshire générale ordonnance autorisant une augmentation permanente de 6 300 $ des 
des tarifs produits tirés de la distribution  annuels pour EnergyNorth avec prise 
d’effet le 1er août 2021. La NHPUC a approuvé le droit de la société de 
demander des augmentations en deux étapes plafonnées 
respectivement à 4 000 $ et à 3 200 $  pour des projets de 2020 et 
de 2021,  qui seront traitées dans des procédures distinctes. La 
demande d’augmentation par étape de 4 000 $ de la société 
relativement à des projets de 2020 est en suspens. La société prévoit 
déposer une demande d’approbation de la seconde augmentation par 
étape au deuxième trimestre de 2022. La NHPUC a également approuvé 
un mécanisme de rapprochement des impôts fonciers. 
 
Le recouvrement des coûts de faisabilité de Granite Bridge qui étaient 
inclus dans une demande additionnel e présentée en novembre 2020 a 
fait l’objet d’une audience distincte qui a eu lieu en juin 2021.  Une 
ordonnance rejetant le recouvrement des coûts de Granite Bridge 
faisant partie du litige a été reçue en octobre 2021. Dans l’ordonnance, 
la New Hampshire Public Utilities Commission a rejeté le recouvrement 
des coûts liés au projet Granite Bridge en se fondant sur une 
interprétation d’une loi du New Hampshire qui interdit le recouvrement 
des coûts de travaux de construction en cours. La demande de nouvel e 
audience de la société a été refusée le 17 février 2022; la société a 
l’intention d’en appeler de la décision auprès de la Cour suprême du 
New Hampshire. 
Divers Divers Révision Approbation d’une hausse des tarifs d’environ 800 $ pour une centrale 
générale au gaz et une entreprise de services publics de traitement des 
des tarifs eaux usées. 
37 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires (suite) Les actifs et les passifs réglementaires se composaient des éléments suivants : 
31 décembre 31 décembre 
 2021  2020 
Actifs réglementaires     
Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible a)  339 900  $   18 094  $ 
Centrale hors service b) 185 073   194 192 
Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite c) 134 141   178 403 
Mécanisme d’ajustement des tarifs d) 117 309   99 853 
Remédiation environnementale e) 81 802   87 308 
Impôts sur les bénéfices f) 79 472   77 730 
Coûts capitalisés reportés g) 62 599   34 398 
Gestion des feux de forêt et de la végétation h) 35 789   22 736 
Prime sur la dette i) 34 204   35 688 
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations j) 26 810   26 546 
Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à 
la clientèle k) 26 015   26 400 
Frais afférents aux demandes de révision de tarifs l) 9 167   8 054 
Contrat d’entretien à long terme m) 9 134   14 405 
Autres 26 210   22 712 
Total des actifs réglementaires  1 167 625  $   846 519  $ 
Moins les actifs réglementaires à court terme (158 212)   (64 090) 
Actifs réglementaires à long terme  1 009 413  $   782 429  $ 
     
Passifs réglementaires     
Impôts sur les bénéfices f)  295 720  $   322 317  $ 
Coûts d’enlèvement n) 191 981   200 739 
Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite c) 34 468   26 311 
Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible a) 18 229   20 136 
Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à 
la clientèle k) 14 829   10 440 
Mécanisme d’ajustement des tarifs d) 3 316   5 214 
Autres 17 646   16 361 
Total des passifs réglementaires  576 189  $   601 518  $ 
Moins les passifs réglementaires à court terme (65 809)   (38 483) 
Passifs réglementaires à long terme  510 380  $ 563 035$ 
a) Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible 
Les produits des services publics comprennent une composante conçue pour recouvrer les coûts de l’électricité et du gaz naturel au moyen des tarifs facturés aux clients. Dans la mesure où les coûts réels des achats d’électricité et de gaz naturel diffèrent des coûts d’électricité et de gaz naturel recouvrables au moyen des tarifs actuels, l’écart est reporté et comptabilisé à titre d’actif ou de passif réglementaire dans les bilans consolidés.
 
Ces écarts sont inscrits dans les ajustements des tarifs et comptabilisés à titre d’ajustement du prix du gaz naturel ou de l’électricité dans les périodes à venir, sous réserve de l’examen des organismes de réglementation. Des instruments dérivés sont souvent utilisés pour gérer le risque de prix lié à l’achat de gaz naturel conformément aux attentes des organismes de réglementation des États. Les gains et les pertes rattachés aux instruments dérivés (note 24 b) i)) sont recouvrables au moyen des ajustements des coûts liés aux marchandises. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires (suite) 
a) Ajustement des coûts liés aux marchandises et au combustible (suite) En février 2021, les activités de la société ont subi l’incidence d’une tempête hivernale extrême au Texas et dans des parties du centre des États-Unis (l’« événement météorologique extrême du Midwest »). En raison de l’événement météorologique extrême du Midwest, la société a engagé des coûts additionnels liés aux marchandises dans une période de prix records et de consommation élevée.  La société s’est dotée de mécanismes liés aux coûts des marchandises permettant le recouvrement de charges engagées avec prudence. La société a déposé une demande auprès des organismes de réglementation du Missouri visant l’approbation de traiter les coûts additionnels liés au combustible engagés de la même façon que les coûts du combustible habituel ement transférés aux clients et proposant de prolonger la période de recouvrement afin de réduire l’incidence sur les factures des clients.  En juillet 2021,  le projet de loi 734  du  Missouri  a été promulgué, permettant ainsi aux sociétés de services publics de financer le recouvrement des coûts liés à des événements météorologiques extraordinaires. En janvier 2022, la société a éliminé tous les coûts inhérents à l’événement météorologique extrême du Midwest de sa demande tarifaire et a déposé une requête visant l’autorisation  d’une  ordonnance relative au financement à l’égard de l’émission d’obligations sur tarifs de services publics titrisées relativement à la totalité des coûts extraordinaires engagés au cours de l’événement météorologique extrême du Midwest. Une décision de l’organisme de réglementation concernant la requête liées à la titrisation est attendue d’ici le 22 août 2022. 
b) 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 les territoires où la société mène ses activités, cel e-ci est tenue de faire le suivi de l’incidence de la mise hors service de la centrale d’Asbury sur les charges d’exploitation et les coûts en capital au Missouri afin d’en tenir compte dans la prochaine demande tarifaire. Les sommes ainsi à payer comprendront les produits perçus liés à la centrale d’Asbury, qui feront l’objet d’un examen et possiblement d’un remboursement aux clients. En juillet 2021, le projet de loi 734 du Missouri a donné l’option aux sociétés de services publics de financer le recouvrement des coûts relatifs à la mise hors service d’infrastructures de production obsolètes, y compris le recouvrement des soldes de la base tarifaire non amortis et les coûts de financement, au moyen d’obligations sur tarifs de services publics titrisées. En janvier 2022, la société a éliminé tous les soldes associés à Asbury de sa demande tarifaire et prévoit déposer une requête d’ordonnance de financement en vue de titriser ces soldes en mars 2022. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires (suite) 
c) Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite 
Dans le cadre de certaines acquisitions d’entreprises, les organismes de réglementation ont autorisé la comptabilisation d’un actif ou d’un passif réglementaire équivalant au montant des prestations des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite qui n’ont pas encore été passées en charges dans le coût net pour la période et qui étaient présentées dans le cumul des AERE avant l’acquisition. Le solde est recouvré au moyen des tarifs sur la durée des années de service futures des salariés au moment où l’actif réglementaire a été initialement comptabilisé (en moyenne, 10 ans) ou conformément au traitement des AERE en vertu de l’ASC 712,  Compensation Non-retirement Post-employment Benefits, et de l’ASC 715, Compensation Retirement Benefits, avant que n’ait lieu le transfert à l’actif  réglementaire.  Les variations annuel es dans le cumul des AERE au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite d’Empire Electric and Gas et de St. Lawrence Gas (note 10 a)) sont également reclassées dans des comptes réglementaires étant donné qu’il est probable que l’on permette le recouvrement à même les tarifs du montant non capitalisé de ces régimes.  Enfin, les organismes de réglementation concernés ont aussi approuvé les comptes de suivi pour certains services publics. Les montants sont comptabilisés dans ces comptes lorsque les charges réelles diffèrent de celles prévues et que le recouvrement ou des remboursements devraient être effectués au cours des périodes à venir. 
d) Mécanisme d’ajustement des tarifs 
Les produits de CalPeco Electric System, Park Water System, New England Gas System, Midstates Natural Gas System, EnergyNorth Natural Gas System, Granite State Electric System, Peach State Gas System et BELCO sont assujettis à un mécanisme de découplage des produits approuvé par leur organisme de réglementation respectif qui permet le découplage des produits découlant des ventes. Par conséquent, la différence entre les produits de livraison calculés selon une consommation mesurée et les produits de livraison approuvés est comptabilisée comme un actif ou passif réglementaire afin de refléter respectivement le recouvrement auprès des clients ou le remboursement des clients dans l’avenir. En outre, les ajustements de tarifs rétroactifs pour services rendus, mais recouvrés sur une période ne dépassant pas 24 mois sont comptabilisés au moment où l’ordonnance définitive est autorisée.  L’écart entre les produits tirés des activités à tarifs réglementés de Gaz Nouveau-Brunswick et les tarifs réglementés liés au coût du service est également comptabilisé à titre d’actif réglementaire et recouvré de manière linéaire sur 26 années. Les produits de BELCO comprennent une composante conçue pour recouvrer les dépenses en immobilisations et les charges d’exploitation budgétées pour l’exercice considéré. Dans la mesure où les dépenses en immobilisations et les charges d’exploitation réel es sont plus basses que les montants budgétés, 80 % de l’insuffisance sera remboursable aux clients et est comptabilisée à titre de passif réglementaire. 
e)   Remédiation environnementale 
Les dépenses réel es engagées pour la décontamination de certaines anciennes instal ations de production de gaz naturel (note 12 d)) sont recouvrées au moyen des tarifs sur une période de sept ans et dans un territoire assujetti à un plafond annuel. 
f) Impôts sur les bénéfices 
Les actifs et passifs d’impôts réglementaires représentent les impôts recouvrables par les produits futurs qui sont nécessaires pour financer les passifs d’impôts reportés qui seront recouvrés auprès des clients et les montants à payer aux clients au titre des impôts reportés perçus à un taux plus élevé que l’actuel taux prévu par la loi. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires (suite) 
g) Coûts capitalisés reportés Les coûts capitalisés reportés reflètent les coûts de construction reportés et les coûts liés au combustible de certaines centrales d’Empire Electric System. Ces montants sont recouvrés sur la durée de vie des centrales. Les montants comprennent également les coûts d’exploitation et d’entretien  capitalisés de Gaz Nouveau-Brunswick, lesquels sont recouvrés à un taux de 2,43 % par année sur 29 années. En 2020, le réseau Empire a choisi, en vertu des lois du Missouri, d’appliquer le mécanisme réglementaire de comptabilisation des centrales en service, qui lui permet de reporter, dans le territoire du Missouri, 85 % de la charge d’amortissement et des frais financiers au CMPC applicable à certaines immobilisations corporel es mises en service après la date de ce choix et qui ne sont prises en compte dans la base tarifaire. Les tranches des soldes des actifs réglementaires qui ne sont pas recouvrées à même les tarifs doivent comprendre les frais financiers au CMPC, majorés des impôts ou des taxes d’accise fédéraux, étatiques ou locaux. Les soldes des actifs réglementaires pris en compte dans la base tarifaire sont recouvrés à même les tarifs sur une période d’amortissement de 20 ans commençant à la date d’entrée en vigueur des nouveaux tarifs.  La société comptabilise le coût de la dette lié au report selon le mécanisme réglementaire de comptabilisation des centrales en service à titre de réduction des intérêts débiteurs. L’écart entre le CMPC et le coût de la dette sera comptabilisé dans les produits lorsque les montants reportés recouvrés seront pris en compte dans les tarifs des clients. 
h) Atténuation des feux de forêt et gestion de la végétation L’actif réglementaire comprend les coûts marginaux des primes d’assurance responsabilité en cas de feux de forêt approuvés pour faire le suivi des entreprises californiennes de la société ainsi que l’écart entre les dépenses réel es et adoptées relatives au programme de gestion des arbres morts visant à empêcher des feux de forêt futurs et à gérer la végétation. 
i) Prime sur la dette La prime sur la dette acquise est recouvrée en tant que composante du coût moyen pondéré de la dette. 
j) Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations Des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations sont comptabilisées au titre des coûts engagés aux fins de l’enlèvement d’immobilisations corporelles requis par la loi.  Les coûts de la mise hors service d’immobilisations, de la désactualisation en continu de l’obligation et de la dotation aux amortissements devraient être recouvrés à même les tarifs. 
k) Programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle L’actif réglementaire pour les programmes d’énergie propre et autres programmes destinés à la clientèle comprend des initiatives liées aux demandes de rabais applicables à l’énergie solaire traitées et aux coûts qui en résultent. Le montant comprend aussi d’autres programmes d’efficacité énergétique. 
l) Frais afférents aux demandes de révision de tarifs Les frais liés au dépôt, à la poursuite et à la défense des demandes de révision de tarifs sont appelés des frais afférents aux demandes de révision de tarifs.  Ces frais sont capitalisés et amortis sur la période de recouvrement autorisée par les organismes de réglementation. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en mil iers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
7. Questions réglementaires (suite) m)   
Contrat d’entretien à long terme Si les coûts d’entretien à long terme engagés pour l’une des centrales d’Empire Electric diffèrent des coûts recouvrables au moyen des tarifs actuels, cet écart est reporté et comptabilisé à titre d’actif ou de passif réglementaire dans les bilans consolidés. 
n)   Coûts d’enlèvement Les tarifs facturés aux clients couvrent les coûts qui devraient être engagés à l’avenir pour assurer la mise hors service de la centrale de services publics. Un passif réglementaire permet de suivre les montants perçus auprès des clients, déduction faite des coûts engagés à ce jour. 
Comme le recouvrement des actifs réglementaires est soumis à l’approbation des organismes de réglementation, si un changement de position des organismes de réglementation indiquait que le recouvrement n’est pas probable, les coûts connexes seraient imputés au résultat dans la période où aurait lieu ce changement. La société touche habituel ement des frais financiers sur les soldes réglementaires liés aux ajustements des coûts liés aux marchandises, aux ajustements de tarifs rétroactifs et aux frais afférents aux demandes de révision de tarifs. 
8. Placements à long terme Les placements à long terme comprenaient ce qui suit : 
31 décembre 31 décembre 
 2021  2020 
Placements à long terme comptabilisés à la juste valeur    
      1 706 900  $ 
Atlantica a)  1 750 914  $
Entente de souscription d’actions d’Atlantica a) —   20 015 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. b) 95 246    110 514 
Autres 2 296   1 783 
   1 848 456  $    1 839 212  $ 
    
Autres placements à long terme    
Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation c)  433 850  $   186 452  $ 
Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d’entités comptabilisées 
à la valeur de consolidation d) 31 468  22 912 
San Antonio Water System et autres e) 30 508  5 219 
  495 826  $   214 583  $ 
 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
8. Placements à long terme (suite) Les produits (pertes) tirés des placements à long terme pour les exercices clos les 31 décembre comprenaient ce qui suit : 
Exercices clos les 
  31 décembre 
  2021  2020 
Profit (perte) de réévaluation à la juste valeur des placements comptabilisés à 
la juste valeur     
Atlantica    (107 030)  $    519 297  $ 
Entente de souscription des actions d’Atlantica  —  20 015 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.  (15 915)   20 272 
Autres  526  117 
    (122 419)  $    559 701  $ 
Revenus de dividendes et intérêts créditeurs tirés des placements comptabilisés à 
la juste valeur     
Atlantica   83 971  $   74 604  $ 
Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc.  17 222  14 731 
Autres  330  2 113 
    101 523  $   91 448  $ 
Autres placements à long terme     
Quote-part du bénéfice (de la perte) de placements comptabilisés à la valeur 
de consolidation    (26 337)  $   209  $ 
Intérêts créditeurs et autres produits  20 776  13 380 
   (5 561)  $   13 589  $ 
Produit tiré des placements à long terme    (26 457)  $    664 738  $ 
 a) 
Placement dans Atlantica AAGES (AY Holdings) B. V. (« AY Holdings »), une entité contrôlée et consolidée par AQN, détenait une participation d’environ 44 % (44 % en 2020) dans Atlantica Sustainable Infrastructure PLC (« Atlantica »). AQN dispose de la souplesse voulue, sous réserve de certaines conditions, pour accroître sa participation dans Atlantica jusqu’à concurrence de 48,5 %. Le 9 décembre 2020, la société a conclu une entente de souscription visant l’achat d’actions ordinaires additionnel es d’Atlantica au prix de 33,00 $ par action. Le contrat a été comptabilisé à titre de dérivé selon l’ASC 815, Derivatives and Hedging. Le 7 janvier 2021, la souscription a pris fin et la société a versé 132 688 $ en contrepartie de 4 020 860 actions d’Atlantica supplémentaires. Le coût total des actions d’Atlantica au 31 décembre 2021 s’élève 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. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
8. Placements à long terme (suite) 
b) Placement dans AYES Canada 
AQN et Atlantica détiennent Atlantica Yield Energy Solutions Canada Inc. (« AYES Canada »), un véhicule servant à canaliser les occasions de co-investissement dans lequel Atlantica détient la majorité des droits de vote. Le premier placement a été dans Windletric Inc. (« Windlectric »). Le placement de 96 752 $ d’AYES Canada dans Windlectric est présenté comme une participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée (note 17). AYES Canada est considérée comme une EDDV en raison des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. Atlantica est considérée comme le principal bénéficiaire d’AYES Canada. En conséquence, le placement d’AQN dans AYES Canada est considéré comme un placement comptabilisé à la valeur de consolidation.  La convention entre les actionnaires d’AYES Canada permet à AQN d’échanger à compter de mai 2020, sous réserve de certaines conditions, environ 3 500 000 actions d’AYES Canada contre des actions ordinaires d’Atlantica à raison de une pour une. Conformément au traitement privilégié pour les actions d’Atlantica, la société a choisi l’option de la juste valeur en vertu de l’ASC 825, Financial Instruments pour comptabiliser son placement dans AYES Canada, les variations de la juste valeur étant reflétées dans les états des résultats consolidés. Au 31 décembre 2021, l’exposition maximale au risque de perte de la société se chiffrait à 95 246 $ (110 514 $ en 2020), ce qui représente la juste valeur du placement. 
c) Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation La société détient des participations ne donnant pas le contrôle dans diverses entreprises, sociétés à responsabilité limitée et coentreprises d’une valeur comptable totale de 433 850 $ (186 452 $ en 2020), y compris des placements dans des EDDV de 86 202 $ (174 685 $ en 2020). i) Centrales en exploitation La société détient une participation de 75 % dans Red Lily I, une centrale éolienne en exploitation de 26,4 MW. La société détient également un intérêt économique de 50 % dans Val Éo, une centrale éolienne de 24 MW qui a atteint l’exploitation commerciale en décembre 2021. La société ne détient pas le contrôle des entités et comptabilise donc sa participation à la valeur de consolidation. Au cours du premier trimestre de 2021, la société a acquis une participation de 51 % dans quatre centrales éoliennes auprès d’un portefeuille de quatre centrales éoliennes situées au Texas (« centrales éoliennes côtières du Texas ») pour 234 274 $. Le 12 août 2021, la société a acquis une participation de 51 % dans la quatrième centrale éolienne côtière du Texas au prix de 110 609 $. Toutes les centrales sont en exploitation commerciale. La société ne détient pas le contrôle des entités et comptabilise donc sa participation de 51 % à la valeur de consolidation. ii) Projets d’aménagement et de construction La société détient également des participations comptabilisées à la valeur de consolidation de 50 % dans plusieurs projets d’aménagement de centrales éoliennes et solaires et d’aménagement d’infrastructures. La société détient une option visant l’acquisition de la participation restante dans la plupart des projets d’aménagement contre un prix fixe convenu. Au cours de l’exercice, la société a conclu l’acquisition des 50 % de capitaux propres restants des centrales éoliennes North Fork Ridge, Kings Point, Sugar Creek et Maverick Creek, et de la centrale solaire Altavista. Ainsi, la société a obtenu le contrôle de ces installations et a comptabilisé ces transactions à titre d’acquisitions d’actifs (note 3). 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
8. Placements à long terme (suite) 
c)  Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite) Au cours de l’exercice, les actifs nets du projet éolien Sandy Ridge Wind II, du projet éolien Shady Oaks Wind II 
et du projet solaire New Market totalisant 220 677 $ ont été transférés dans des coentreprises en échange 
d’une participation comptabilisée à la valeur de consolidation de 50 % dans les coentreprises, de même que 
des prêts à recevoir au montant net de 10 779 $ (note 8 d)) et un contrat sur actifs de 17 018 $, comptabilisé 
pour la tranche de la contrepartie payable à l’exécution mécanique, au plus tard le 31 décembre 2022. Le 
transfert du projet solaire New Market a entraîné un gain de  26 182 $.  La société a comptabilisé sa 
participation dans ces projets à la valeur de consolidation. Au cours du troisième trimestre de 2021, la société a versé 1 500 $ à Abengoa S.A. (« Abengoa ») pour acquérir 
la totalité des participations d’Abengoa dans les coentreprises AAGES, AAGES Development Canada Inc. et 
AAGES Development Spain, S.A. Les actifs acquis dans l’AAGES Development Spain S.A. incluaient des actifs 
de projets en développement totalisant 2 662 $ et un fonds de roulement de 1 507 $. Le prêt totalisant 3 089 $ 
entre la société et AAGES Development Spain S.A. a été traité comme une contrepartie supplémentaire engagée 
pour acquérir la société à responsabilité limitée. En vertu d’une entente conclue entre AQN et des fonds gérés par la stratégie Infrastructure and Power de Ares 
Management LLC (« Ares »), en novembre 2021, Ares est devenue le nouveau partenaire d’AQN dans sa 
plateforme de développement d’aménagement de services à tarifs non réglementés dans les secteurs des 
énergies renouvelables, de l’eau et autres secteurs, grce à un placement de 19 688 $ chacune dans Liberty 
Development JV Inc, qui a à son tour investi 39 376 $ dans Algonquin (AY Holdco) B.V., une filiale consolidée de 
la société. Le placement de Liberty Development JV Inc. est présenté comme une participation ne donnant pas 
le contrôle détenue par une partie liée (note 17).  AQN  et  Ares  ont également formé Liberty Construction 
(US) JV LLC (« Liberty Utilities JV ») pour construire ensemble des projets. Le projet éolien Shady Oaks Wind II et 
le projet New Market Solar indiqués ci-dessus constituaient le premier placement de Liberty Construction JV. Le tableau suivant résume l’information combinée sur les participations d’AQN dans des sociétés à responsabilité limitée et des coentreprises importantes aux 31 décembre : 
 2021  2020 
Total de l’actif   2 126 934  $    3 201 967  $ 
Total du passif  945 971     2 913 188 
Actif net   1 180 963  $    288 779  $ 
Participation d’AQN dans les entités  327 555     141 666 
Écart entre la valeur comptable des placements et le montant de la 
quote-part sous-jacente dans les actifs netsa  106 295    44 786 
Valeur comptable des placements d’AQN dans les entités  433 850  $    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.  
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
8. Placements à long terme (suite) 
c) Entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation (suite) 
À l’exception de de Liberty Global Energy Solutions B.V., auparavant Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions (« Liberty Global Energy Solutions »), tous les projets d’aménagement sont considérés comme des EDDV en raison du volume de capitaux propres à risque, et des droits de vote et des intérêts financiers disproportionnés des actionnaires. La société a confirmé des facilités de prêt et de soutien au crédit avec certaines de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Au cours de la construction, la société a convenu de fournir des avances au comptant et du soutien au crédit requis pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités émettrices comptabilisées à la valeur de consolidation. Au 31 décembre 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 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 comptabilisé au 31 décembre 2021 se chiffrait à 4 612 $ (12 273 $ en 2020).  
Le tableau suivant résume l’information combinée sur les EDDV d’AQN aux 31 décembre : 
 2021  2020 
Exposition maximale d’AQN à l’égard des EDDV    
Valeur comptable  86 202  $    174 685  $ 
Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir d) 31 468  21 804 
Garanties d’obligation de prestation et autres engagements pour le 
compte des EDDV 409 232   965 291 
   526 902  $    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. 
d) Prêts pour des projets d’aménagement à recevoir des entités émettrices 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 (au moyen de lettres de crédit, d’encaisse entiercée, de garanties ou d’indemnités) aux montants nécessaires pour poursuivre l’aménagement et la construction des projets des entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Les emprunts viennent généralement à échéance entre le cinquième et le douzième anniversaire de l’entente de développement ou de la date de début des activités commerciales. 
e) San Antonio Water System et autres La société n’exerce plus d’influence notable sur sa participation de 20 % dans San Antonio Water System (« SAWS ») et a donc cessé d’utiliser la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation en 2021. Le placement est comptabilisé selon la méthode du coût appliquée prospectivement. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
9. Dette à long terme La dette à long terme comprend ce qui suit : 
Taux 
d’intérêt 
nominal 
moyen 31 décembre 31 décembre 
Type d’emprunt  pondéré   Échéance   Valeur nominale   2021  2020 
Facilités de crédit renouvelables non 
garanties de premier rang et facilité à 
terme à prélèvement différé a)    —  2022-2024  s. o.   368 806  $    223 507  $ 
Facilités de crédit bancaire non 
garanties de premier rang b)    —  2022-2031  s. o. 141 956  152 338 
Papier commercial    —  2022  s. o. 338 700  122 000 
Emprunts en dollars américains            
Bil ets non garantis de premier rang 
(unités de titres de capitaux propres 
verts) c)     1,18  %   2026  1 150 000 $   1 140 801  — 
Effets non garantis de premier rang d)      3,46  %   2022-2047  1 700 000 $ 1 689 792   1 688 390 
Effets non garantis de premier rang 
relatifs aux services publics e)     6,34  %   2023-2035  142 000 $ 155 571  157 212 
Obligations garanties de premier rang 
relatives aux services publics f)     4,71  %   2026-2044  556 219 $ 558 177  561 494 
Emprunts en dollars canadiens          
Effets non garantis de premier rang g)      3,81  %   2022-2050    1 400 669 $ CA 1 099 403  899 710 
Billets garantis de premier rang relatifs 
aux projets     10,21  %   2027   23 256 $ CA 18 344  20 315 
Emprunts en unidad de fomento chiliens       
Obligations non garanties de premier 
rang liées aux services publics h)     4,18  %   2028-2040  1 753 CLF  77 963  92 183 
          5 589 513  $    3 917 149  $ 
Moins la tranche échéant à moins d’un an 
           
Effets non garantis subordonnés i)     6,50  %   2078-2079  637 500 $   621 862    621 321 
              6 211 375  $     4 538 470  $ 
Moins la tranche échéant à moins d’un an              (356 397)     (139 874) 
              5 854 978  $     4 398 596  $ 
Des obligations à court terme de 478 248 $ qui devraient être refinancées au moyen des facilités de crédit à long terme sont présentées à titre de dette à long terme. Un emprunt à long terme effectué par une filiale (billets relatifs à un projet ou obligations relatives à un service public) pour une centrale en exploitation particulière est généralement garanti par la centrale concernée sans autre recours envers la société. Les emprunts à long terme effectués par les filiales, garantis ou non, sont habituel ement assortis de clauses restrictives de nature financière qui doivent être respectées chaque trimestre. Le non-respect de ces clauses pourrait restreindre le montant des distributions ou dividendes en espèces versés à la société par les centrales concernées. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
9. Dette à long terme (suite) Activités de financement récentes : a) 
Facilités de crédit renouvelables non garanties de premier rang Au 31 décembre 2021, la société détenait une facilité de crédit renouvelable syndiquée non garantie de premier rang de 500 000 $ échéant le 12 juil et 2024. Au 31 décembre 2021, le groupe Services à tarifs réglementés détenait une facilité de crédit renouvelable syndiquée non garantie de premier rang de 500 000 $ échéant le 23 février 2023. Au 31 décembre 2021, les lignes bancaires du groupe Énergies renouvelables comprenaient une facilité de crédit renouvelable syndiquée non garantie de premier rang de 500 000 $ échéant le 6 octobre 2023, et une facilité de lettres de crédit de 350 000 $, qui a été modifiée pour en reporter l’échéance au 30 juin 2023.
 
Le 8 novembre 2020, dans le cadre de l’acquisition d’Ascendant, la société a repris des emprunts en cours de 62 654 $, en vertu de sa facilité de crédit renouvelable. La facilité de crédit a été modifiée pour en reporter l’échéance au 30 juin 2022. Au cours du deuxième trimestre de 2020, la société a obtenu trois facilités de crédit non renouvelables non garanties à prélèvement différé de premier rang totalisant 1 600 000 $. Le 5 octobre 2020, ces facilités ont été remplacées par deux nouvelles facilités de crédit renouvelables syndiquées totalisant 1 600 000 $ qui sont venues à échéance le 31 décembre 2021. 
b) Facilités de crédit bancaire non garanties de premier rang Le 20 décembre 2021, le groupe Services à tarifs réglementés a conclu une facilité à terme non garantie syndiquée à prélèvement différé de premier rang totalisant 1 100 000 $ (la « facilité de crédit à prélèvement différé des Services à tarifs réglementés »), qui vient à échéance le 19 décembre 2022. Au 31 décembre 2021, aucun montant n’avait été emprunté sur la facilité à terme à prélèvement différé des Services à tarifs réglementés.  Après la fin de l’exercice, le 3 janvier 2022, le prix d’acquisition, de même que certains ajustements et coûts d’acquisition de Liberty NY Water (note 3 a)) totalisant environ 610 400 $ ont été financés au moyen d’un prélèvement sur une facilité de crédit à terme à prélèvement différé des Services à tarifs réglementés.
 
Dans le cadre de la transaction Kentucky Power (note 3 b)), la société a obtenu un engagement de prêteurs qui ont convenu de fournir des facilités de crédit non garanties syndiquées pouvant aller jusqu’à 2 725 000 $. L’engagement  de  financement de l’acquisition est sous réserve des modalités habituel es, y compris la réduction de certains engagements à la clôture du financement permanent. Au 3 mars 2022, un montant de 1 086 000 $ restait disponible en vertu de l’engagement de financement d’acquisition. Le 8 novembre 2020, dans le cadre de l’acquisition d’Ascendant, la société a repris des emprunts en cours de 97 029 $, en vertu de deux facilités d’emprunt à terme qui arrivent à échéance le 29 juin 2023 et le 26 décembre 2031. Le 13 octobre 2020, dans le cadre de l’acquisition d’ESSAL, la société a repris des emprunts en cours de 55 786 $ (44 408 558 CLP) en vertu de sept facilités de crédit qui arrivent à échéance entre le 29 mars 2021 et le 18 novembre 2022. En 2020, le groupe Services à tarifs réglementés a remboursé intégralement son emprunt à terme de 135 000 $ CA à l’échéance. 
c) Billets non garantis de premier rang en dol ars américains (unités de titres de capitaux propres verts) En juin 2021, la société a vendu 23 000 000 d’unités de titres de capitaux propres (les « unités de titres de capitaux propres verts ») pour un produit brut totalisant 1 150 000 $. Chaque unité de titres de capitaux propres verts a été émise à un montant déclaré de 50 $ et, à l’émission, se composait d’un contrat visant l’achat d’actions ordinaires d’AQN (le « contrat d’achat d’actions ») et d’une participation véritable indivise de 5 % dans un capital de 1 000 $ des bil ets de premier rang de la société pouvant être recommercialisés dont l’échéance est le 15 juin 2026. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
9. Dette à long terme (suite) Activités de financement récentes (suite) : c) 
Billets non garantis de premier rang en dol ars américains (unités de titres de capitaux propres verts) (suite) Les distributions annuel es totales sur les unités de titres de capitaux propres verts sont effectuées au taux de 7,75 %, composé d’intérêts sur les billets (1,18 % par année) et de paiements au titre du contrat d’achat d’actions (6,57 % par année). Le taux d’intérêt des bil ets sera ajusté à la suite d’une commercialisation réussie, ce qui devrait se produire en 2024. La valeur actualisée des paiements d’ajustement relatifs au contrat est estimée à 222 378 $ et est comptabilisée dans le surplus d’apport dans la mesure ou le solde du surplus d’apport et dans les bénéfices non répartis (déficit) pour la tranche restante. Le montant correspondant de 222 378 $ a été comptabilisé dans les autres passifs et sera désactualisé progressivement sur une période de trois ans (note 12 a)). Conformément au contrat d’achat d’actions, le porteur doit, au plus tard le 15 juin 2024, acheter un certain nombre d’actions ordinaires d’AQN (les « actions ordinaires ») au montant de 50 $ en trésorerie, selon la valeur marchande applicable déterminée en fonction du cours moyen pondéré en fonction du volume des actions ordinaires pendant une période de 20 jours de Bourse se terminant le 14 juin 2024. Le taux de règlement minimal aux termes des contrats d’achat est de 2,7778 actions ordinaires, ce qui est environ égal au montant déclaré de 50 $ par unité de titres de capitaux propres verts, divisé par le seuil de plus-value du prix de 18 $ par action ordinaire. Le taux de règlement maximal aux termes des contrats d’achat est de 3,3333 actions ordinaires, ce qui est environ égal au montant déclaré de 50 $ par unité de titres de capitaux propres verts, divisé par 15 $ par action ordinaire.   Le porteur d’unités de titres de capitaux propres verts remplira son obligation d’achat d’actions ordinaires au moyen du produit découlant de la recommercialisation des billets, sauf si le porteur a choisi de régler le contrat d’achat au moyen du paiement d’espèces distinctes. La participation véritable indivise du porteur dans chaque bil et a été donnée en gage à AQN afin de garantir l’obligation du porteur de souscrire les actions ordinaires aux termes du contrat d’achat d’actions connexe. Avant l’émission d’actions ordinaires, les contrats d’achat d’actions, s’ils ont un effet dilutif, seront comptabilisés dans le bénéfice dilué par action et calculés selon la méthode du rachat d’actions. 
d) Effets non garantis de premier rang Le 23 septembre 2020, l’entité de financement du groupe Services à tarifs réglementés a émis des effets non 
garantis de premier rang de 600 000 $ portant intérêt à 2,05 %, venant à échéance le 15 septembre 2030. Le 31 juillet 2020, la société a effectué le remboursement, à l’échéance, d’un effet non garanti de 25 000 $. Le 30 avril 2020, la société a effectué le remboursement, à l’échéance, d’un effet non garanti de 100 000 $. 
e) Effets non garantis de premier rang relatifs aux services publics En 2020, le groupe Services à tarifs réglementés a remboursé, à leur échéance, deux effets relatifs aux services publics d’un montant respectif de 45 000 $ et 30 000 $. 
f) Obligations garanties de premier rang relatives aux services publics Le 15 février 2020 et le 1er juin 2020, la société a remboursé, à l’échéance, deux obligations garanties liées à des services publics respectivement de 6 500 $ et 100 000 $. 
  
49 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
9. Dette à long terme (suite) 
Activités de financement récentes (suite) : 
g) Effets non garantis de premier rang en dollars canadiens Après la fin de l’exercice, le 15 février 2022, la société a remboursé, à l’échéance, un effet non garanti de premier rang de 200 000 $ CA. Le 15 février 2021, le groupe Énergies renouvelables a remboursé un bil et non garanti de 150 000 $ CA à l’échéance. Parallèlement aux remboursements, le groupe Énergies renouvelables a remboursé et réglé le swap de taux d’intérêt fixes sur devises (note 24 b) iii)). 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 juil et 2031. Les bil ets ont été vendus au prix de 999,92 $ CA par tranche de 1 000,00 $ CA de capital. Paral èlement 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 24 b) iii)). 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 sont rachetables au gré de la société à un prix fondé sur une provision compensatoire. 
h) Obligations non garanties de premier rang en unidad de fomento chilien Le 13 octobre 2020, dans le cadre de l’acquisition d’ESSAL, la société a repris deux obligations non garanties de premier rang (série B et série C) totalisant 82 320 $ (1 926 CLF). Les obligations de série B portent intérêt à 6 % et arrivent à échéance le 1er juin 2028, tandis que les obligations de série C portent intérêt à 2,8 % et arrivent à échéance le 15 octobre 2040. En décembre 2021, la société a remboursé un montant de 116 CLF (58 CLF en 2020) sur les obligations de série B. 
i) Effets non garantis subordonnés 
Après la fin de l’exercice, le 18 janvier 2022, la société a clôturé i) un appel public à l’épargne par voie de prise ferme aux États-Unis (le placement aux États-Unis ») d’un montant en capital total de 750 000 $ à 4,75 % visant un placement de bil ets subordonnés de rang inférieur à taux fixe-fixe de série 2022-B échéant le 18 janvier 2082 (les « billets américains »); et ii) un appel public à l’épargne par voie de prise ferme au Canada (le « placement au Canada » et, avec le placement aux États-Unis, les « placements ») d’un montant en capital total de 400 000 $ CA (environ 320 000 $) de 5,25 % visant un placement de bil ets subordonnés de rang inférieur à taux fixe-fixe de série 2022-A échéant le 18 janvier 2082 (les « billets canadiens » et, conjointement avec les billets américains, les « billets »). Parallèlement aux prix des placements, la société a conclu un swap de devises et de taux d’intérêt, pour convertir le produit libellé en dol ars canadiens du placement canadien en dollars américains, et un swap de taux d’intérêt différé pour fixer le taux d’intérêt pour la deuxième période de cinq ans des bil ets américains, de sorte que le taux d’intérêt effectif anticipé de la société pour la période des dix premières années des billets s’est établi à environ 4,95 %.   
Au 31 décembre 2021, les intérêts à payer par la société s’élevaient à 49 806 $ (50 486 $ en 2020). En 2021, les intérêts  débiteurs sur la dette à long terme, déduction faite des intérêts capitalisés, s’établissaient à 159 545 $ (175 358 $ en 2020). Les remboursements de capital exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite sont les suivants : 
2022 2023 2024 2025 2026 Par la suite Total        
834 645 $ 125 520 $ 374 550 $ 44 951 $  1 172 284 $  3 671 384 $  6 223 334 $       
   
50 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite 
La société offre des régimes de retraite à cotisations déterminées à la quasi-totalité de ses salariés. Les cotisations de la société pour 2021 se sont élevées à 10 836 $ (9 672  $ en 2020). La société offre un régime à prestations déterminées à solde de caisse en  duquel  les salariés sont crédités d’un pourcentage de leur salaire de base majoré d’un crédit de taux d’intérêt prescrit. Dans le cadre d’acquisitions de services publics, la société reprend des régimes de retraite à prestations déterminées, des régimes de retraite complémentaires des dirigeants et d’avantages complémentaires de retraite pour les salariés admissibles des entreprises acquises. Les régimes repris sont tous des régimes de retraite à prestations déterminées non contributifs qui couvrent presque tous les salariés des entreprises acquises. Les prestations sont fondées sur le nombre d’années de service et le salaire de chaque employé. La société a définitivement mis fin à la possibilité de cumuler davantage de droits à prestations dans le cadre des régimes. Depuis, les employés cumulent des droits à prestations en vertu du régime à solde de caisse de la société. Les avantages complémentaires de retraite se composent d’une assurance médicale et d’une assurance-vie offertes aux retraités admissibles. L’admissibilité dépend de l’ge et de la durée de service et, dans la plupart des cas, les retraités doivent acquitter une partie du coût des assurances. 
 
  
51 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) a) 
Obligation nette au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite Le tableau suivant présente les obligations au titre des prestations projetées, la juste valeur des actifs liés aux régimes de retraite et la situation de capitalisation des régimes de la société au 31 décembre des exercices indiqués : 
Avantages complémentaires  
  Prestations de retraite  de retraite 
  2021  2020  2021  2020 
Variation de l’obligation au titre des 
prestations projetée           
Obligation au titre des prestations projetée au 
début de l’exercice  834 913  $     564 970  $     306 524  $     219 217  $ 
Obligation projetée prise en charge à la suite de 
regroupements d’entreprises —  195 231  —  44 950 
Règlements (1 294)  —  —  — 
Coût des services rendus 14 673  15 450  7 307  6 175 
Coût financier 20 676  19 281  8 048  7 695 
(Gain actuariel) perte actuariel e (36 597)  76 618  (18 977)  34 507 
Cotisations des retraités —  171  2 040  2 037 
Modifications aux régimes 237  (191)  373  — 
Régime « Medicare Part D » —  —  372  377 
Prestations payées (66 800)  (37 020)  (12 979)  (8 434) 
Change (190)  403  —  — 
Obligation au titre des prestations projetée à la 
fin de l’exercice  765 618  $    834 913  $    292 646  $    306 524  $ 
Variation des actifs des régimes           
Juste valeur des actifs des régimes au début de 
l’exercice 629 157  407 074  176 616  158 873 
Actifs des régimes acquis dans le cadre d’un 
regroupement d’entreprises —  179 600  —  — 
Rendement réel des actifs des régimes 58 721  52 876  15 200  21 219 
Cotisations de l’employeur 29 058  26 099  11 178  2 583 
Règlements (1 294)  —  —  — 
Cotisations des retraités —  171  1 988  1 998 
Subventions à recevoir au titre du régime 
« Medicare Part D » —  —  372  377 
Prestations payées (66 800)  (37 020)  (12 979)  (8 434) 
Change 22  357  —  — 
Juste valeur des actifs des régimes à la fin 
de l’exercice  648 864  $    629 157  $    192 375  $    176 616  $ 
Situation non capitalisée  (116 754)  $     (205 756)  $    (100 271)  $     (129 908)  $ 
Les montants constatés aux bilans consolidés 
sont composés de ce qui suit :           
Actif à court terme (note 11) 84  488  11 879  10 174 
Passif à court terme (1 902)  (1 989)  (699)  (2 835) 
Passif à long terme (114 936)  (204 255)  (111 451)  (137 247) 
Montant net comptabilisé  (116 755)  $     (205 756)  $    (100 271)  $     (129 908)  $ 
 L’obligation au titre des prestations accumulées des régimes de retraite s’élevait respectivement à 1 008 754 $ et à 1 080 685 $ aux 31 décembre 2021 et 2020. 
52 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) a) 
Obligation nette au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (suite) Information relative aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite pour lesquels l’obligation au titre des prestations accumulées est supérieure aux actifs des régimes : 
 Régimes de retraite   Avantages complémentaires 
      
 2021 2020 2021 2020
Obligation au titre des prestations 489 043 $ 727 981 $ 274 649 $ 288 594 $ 
 
Juste valeur des actifs des régimes 396 679 $ 578 143 $ 162 592 $ 148 496 $ 
 Information relative aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite pour lesquels l’obligation au titre des prestations projetée est supérieure aux actifs du régime : 
 Régimes de retraite   Avantages complémentaires 
          
2021202020212020
Obligation au titre des prestations projetée 580 841 $ 833 846 $ 274 649 $ 288 594 $ 
Juste valeur des actifs des régimes 452 333 $ 627 601 $ 162 592 $ 148 496 $ 
 
b) Variation actuariel e de l’obligation au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 
Avantages complémentaires 
Variation du cumul des AERE (avant impôts) Régimes de retraite  de retraite 
Pertes Gains pour Pertes Gains pour 
  actuarielles  services  actuarielles  services 
 é  é  
Solde au 1er janvier 2020 38 510  $   (6 180)  $   (9 146)  $   —  $ 
  
Ajouts au cumul des AERE 50 026  (191)   22 036  — 
Amortissement de la période 
considérée (5 430)  1 609  (509)  — 
Reclassement à des comptes 
réglementaires (25 875)  (544)   (16 680)  — 
Solde au 31 décembre 2020  57 231  $   (5 306)  $   (4 299)  $   —  $ 
Ajouts au cumul des AERE (59 754)  237   (24 126)  24 
Amortissement de la période 
considérée (13 130)  1 626  (2 021)  310 
Amortissement aux termes des 
règlements au titre des régimes (210)  —  —  — 
Reclassement à des comptes 
réglementaires 31 670  (752)   14 816  — 
Solde au 31 décembre 2021  15 807  $   (4 195)  $    (15 629)  $   334  $ 
 Les variations annuel es dans le cumul des AERE au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite d’Empire Electric and Gas et de St. Lawrence Gas sont également reclassées dans des comptes réglementaires étant donné qu’il est probable que l’on permette le recouvrement à même les tarifs du montant non capitalisé de ces régimes (note 7 c)). 
  
53 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) 
c) Hypothèses 
Le tableau ci-après présente les hypothèses moyennes pondérées qui ont été utilisées pour établir les obligations nettes au titre des prestations pour les exercices 2021 et 2020 : 
  Prestations de retraite    Avantages complémentaires 
d   i 
  2021   2020   2021  2020 
Taux d’actualisation 2,94 %  2,49  %  2,92 %  2,58  % 
Taux d’intérêt crédités (au titre des régimes à 
solde de caisse) 4,00 %  4,15  %  s. o.   s. o. 
Taux de croissance de la rémunération 4,00 %  4,00  %  s. o.   s. o. 
Taux tendanciel du coût des soins de santé           
Avant 65 ans      5,875 %  6,00  % 
65 ans et plus      5,875 %  6,00  % 
Taux ultime de croissance prévu des 
      4,75 %  4,75  % 
frais médicaux
Exercice au cours duquel le taux ultime 
est atteint      2031   2031 
 
Les hypothèses relatives aux taux de mortalité au 31 décembre 2021 reposaient sur la table de mortalité Pri-2012 et l’échel e d’amélioration de la mortalité MP-2021 projetée sur une base générationnel e, ajustée pour tenir compte des taux ultimes d’amélioration de la mortalité conformément aux hypothèses de taux intermédiaires de 2021  de la Social Security Administration pour les régimes aux États-Unis.  Aux Bermudes, les hypothèses relatives aux taux de mortalité au 31 décembre 2021 reposaient sur la table 2014 de mortalité des retraités canadiens combinée à l’échelle d’amélioration CPM-B. Pour déterminer le taux d’actualisation hypothétique, la société utilise un processus de modélisation dans le cadre duquel el e sélectionne un portefeuil e de titres d’emprunt de sociétés de qualité supérieure (AA – ou supérieure) dont les flux de trésorerie (coupons ou échéances) correspondent aux paiements prévus des prestations futures en ce qui a trait au calendrier et aux montants. La société tient compte des résultats de ce processus de modélisation et de taux globaux de rendement d’obligations de sociétés de qualité supérieure et des variations de ces taux au fil du temps pour déterminer le taux d’actualisation hypothétique.   Les hypothèses sur les taux de rendement sont fondées sur les rendements projetés à long terme du marché pour les différentes catégories d’actifs dans lesquels les régimes investissent, pondérées en fonction de la répartition cible des actifs.  
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) 
c)  Hypothèses (suite) 
Le tableau ci-après présente les hypothèses moyennes pondérées qui ont été utilisées pour établir le coût net des prestations pour les exercices 2021 et 2020 : 
Avantages complémentaires 
  Prestations de retraite   de retraite 
  2021   2020   2021  2020 
Taux d’actualisation 2,49 %  3,19  %  2,58 %  3,29  % 
Rendement prévu des actifs 6,20 %  6,85  %  4,79 %  5,57  % 
Taux de croissance de la rémunération 3,99 %  3,96  %  s. o.  s. o. 
Taux tendanciel du coût des soins de santé            
Avant 65 ans      5,122 %     6,125 % 
65 ans et plus      5,122 %     6,125 % 
Taux ultime de croissance prévu des 
frais médicaux      4,05 %  4,75  % 
Exercice au cours duquel le taux ultime 
      2031   2031 
est atteint
d) Coûts des prestations 
Le tableau ci-après présente les éléments qui composent le coût net des prestations au titre des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite. Le coût des services rendus est comptabilisé dans les charges d’exploitation et les coûts non liés aux services, dans les autres pertes nettes, dans les états des résultats consolidés.  Les coûts au titre des avantages  du personnel liés aux entreprises acquises sont comptabilisés dans les états des résultats consolidés à partir de la date d’acquisition. 
Avantages complémentaires 
  Prestations de retraite  de retraite 
  2021  2020  2021  2020 
Coût des services rendus  14 673  $   15 450  $   7 307  $   6 175  $ 
Coûts non liés au service           
Coût financier 20 676   19 281   8 048   7 695 
Rendement prévu des actifs des 
régimes (35 972)    (26 285)    (10 052)   (8 748) 
Amortissement de la perte actuariel e, 
montant net 13 126   5 430   2 021   509 
Amortissement des crédits pour 
services passés (1 626)   (1 609)   11   — 
Perte sur les règlements comptabilisée 198   —   —   — 
Amortissement des actifs et des 
passifs réglementaires 19 665   16 272   218   1 527 
  16 067  $   13 089  $   246  $   983  $ 
Coûts des prestations, montant net  30 740  $   28 539  $   7 553  $   7 158  $ 
 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) e) 
Actifs des régimes 
La stratégie de placement de la société en ce qui concerne les actifs des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite consiste à maintenir un portefeuille d’actifs diversifiés. L’objectif principal vise à respecter ses obligations financières à long terme à leur échéance. La répartition cible des actifs de la société se présente comme suit : 
Catégorie d’actifs  Cible (%)    Fourchette (%) 
Actions  48  %  30 % - 100 % 
Titres de créance  43  % 20 % - 60 % 
Autres  9 % 0 % - 20 % 
  100  %  
La juste valeur des placements au 31 décembre 2021 par catégorie d’actifs se présentait comme suit :   
Catégorie d’actifs    2021   Pourcentage 
Actions     429 147  $ 51 % 
  Titres de créance      350 834     42 % 
Autres     61 259    7 % 
     841 240  $ 100 % 
  
Au 31 décembre 2021, les actifs des régimes ne comprenaient pas de placements importants dans AQN. Tous les placements au 31 décembre 2021 ont été évalués à l’aide des données de niveau 1, à l’exception des placements de 17 314 $ dans des fonds de capital-investissement, lesquels ont fait l’objet d’évaluations de la juste valeur de niveau 3. Ces fonds investissent dans le marché secondaire du capital-investissement et dans les marchés des titres de créance. Ils ne sont pas cotés en Bourse et sont évalués sur la base des titres sous-jacents détenus. Les titres sous-jacents sont évalués à la juste valeur par les gestionnaires du fonds qui se fient aux cours des Bourses, aux services de fixation des prix et aux cours obtenus auprès des courtiers qui reflètent les évaluations fournies dans les rapports financiers les plus récents, ou qui procèdent à une évaluation de bonne foi, selon les principes d’évaluation de la juste valeur marchande. Le tableau ci-après présente les variations de la juste valeur de ces actifs de niveau 3 au 31 décembre : 
    Niveau 3 
Solde au 1er janvier 2021     7 745  $
  Cotisations dans les fonds     6 233  
Gains latents     4 257  
Distributions     (921) 
Solde au 31 décembre 2021     17 314  $
  
 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
10. Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite (suite) f) 
Flux de trésorerie La société s’attend à verser une cotisation de 21 305 $ à ses régimes de retraite et de 12 208 $ à ses régimes d’avantages complémentaires de retraite en 2021. Le tableau ci-après présente les paiements de prestations que la société envisage d’effectuer au cours des dix prochains exercices : 
2027-
 2022 2023 2024 2025 2026 2031 
Régimes de retraite   47 802  $  43 760  $  44 478  $  46 318  $  47 554  $  238 011  $ 
Avantages complémentaires 
de retraite 10 465 11 064 11 646 12 060 12 543 68 454 
 
11. Autres actifs 
Les autres actifs se composaient des éléments suivants : 
 2021  2020 
Trésorerie soumise à restrictions  36 232  $   28 404  $ 
Actif des régimes d’avantages complémentaires de retraite (note 10 a)) 11 963   10 662 
Dépôts à long terme 10 735   13 459 
Impôts sur les bénéfices à recouvrer 7 649   4 717 
Frais de financement reportés a) 30 544   6 774 
Autres 14 891   9 953 
  112 014  $   73 969  $ 
Moins la tranche échéant à moins d’un an  (16 153)    (7 266) 
  95 861  $   66 703  $ 
a) Frais de financement reportés 
 Les frais de financement reportés correspondent aux coûts engagés pour les facilités de crédit renouvelables et les prêts intersociétés de la société, ainsi que la portion des frais de transaction liés aux unités de titres de capitaux propres verts (note 9 c)) qui sont comptabilisés à l’égard des actions ordinaires à leur émission.   
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
12. Autres obligations à long terme Les autres obligations à long terme comprenaient ce qui suit :   
 2021  2020 
Paiements d’ajustement relatifs au contrat a)  187 580  $   —  $ 
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations b) 142 147  79 968 
Avances sous forme d’aide à la construction c) 82 580  79 864 
Obligation liée à la remédiation environnementale d) 55 224  69 383 
Acomptes de clients e) 32 633  31 939 
Crédits d’impôt à l’investissement non amortis f) 17 439  17 893 
Crédits reportés et contrepartie éventuel e g) 35 982  21 399 
Actions privilégiées de série C h) 13 348  13 698 
Frais de branchement i) 21 904  17 704 
Obligations locatives (note 1 q)) 22 612  14 288 
Obligations éventuel es de soutien à l’aménagement j) 4 615  12 273 
Effet à payer à une partie liée k) 25 808  30 493 
Autres 42 050  23 027 
  683 819  $    411 929  $ 
Moins la tranche échéant à moins d’un an   (167 908)     (72 748) 
  515 911  $    339 181  $ 
a) Paiements d’ajustement relatifs au contrat 
 En juin 2021, la société a vendu 23 000 000 d’unités de titres de capitaux propres verts pour un produit brut totalisant 1 150 000 $ (note 9 c)).  Les distributions annuel es totales sur les unités de titres de capitaux propres verts sont effectuées au taux de 7,75 %, composé d’intérêts sur les billets (1,18 % par année) et de paiements au titre du contrat d’achat d’actions (6,57 % par année).  La valeur actualisée des paiements d’ajustement relatifs au contrat est estimée à 222 378 $ et est comptabilisée dans les autres passifs. Le montant des paiements d’ajustement relatifs au contrat est désactualisé progressivement sur une période de trois ans. 
b) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations 
 Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations ont principalement trait aux exigences juridiques liées : i) à l’enlèvement des installations éoliennes à l’échéance des baux fonciers; ii) au débranchement du réseau de distribution, à la  purge (retrait des contaminants du gaz naturel et des biphényles polychlorés (« BPC »)) et à la fermeture des conduites principales dans le réseau de distribution et de transport de gaz naturel lorsque les conduites principales sont retirées sur place, ou à l’élimination de sections de conduites principales lors de leur retrait du réseau pipelinier; iii) au nettoyage et à l’enlèvement des réservoirs contenant de l’huile usée et d’autres contaminants; iv) à l’enlèvement de certains ouvrages et équipements de prise d’eau; v) à l’élimination des résidus découlant de la combustion du charbon et des BPC; vi) à l’enlèvement de l’amiante lors des travaux importants de rénovation ou de démolition de structures et d’installations et vii) à la mise hors service et à la remise en état des appareils et des centrales électriques.   
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
12. Autres obligations à long terme (suite) 
b) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations (suite) 
Les variations des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations se présentaient comme suit : 
 2021  2020 
Solde d’ouverture  79 968  $   53 879  $ 
Obligation reprise  57 067   20 420 
  Activités de mise hors service (4 133)   (1 724) 
  Désactualisation 4 381   2 674 
  Variation des estimations des flux de trésorerie 4 864   4 719 
Solde de clôture  142 147  $   79 968  $ 
Étant donné qu’il est prévu que le coût de la mise hors service des actifs de services publics aux États-Unis soit recouvré à même les tarifs, un actif réglementaire correspondant est comptabilisé pour la désactualisation de l’obligation et de la dotation aux amortissements (note 7 j)). 
c) Avances sous forme d’aide à la construction Les services publics à tarifs réglementés de la société ont conclu diverses ententes avec des sociétés de promotion immobilière (les « promoteurs ») qui exercent leurs activités sur ses territoires, en vertu desquel es les promoteurs accordent des avances à la société afin de l’aider à financer en totalité ou en partie les coûts de l’aménagement. Dans bon nombre de cas, les avances des promoteurs doivent être remboursées, mais ne portent pas intérêt. Le remboursement des avances des promoteurs est effectué sur des périodes variant généralement de 5 à 40 ans. En règle générale, les avances qui n’ont pas été remboursées dans les délais prescrits n’ont pas à être remboursées. À l’échéance du délai prescrit, tout solde impayé est transféré aux apports sous forme d’aide à la construction et comptabilisé en tant que montant compensatoire dans le coût des immobilisations corporelles. En 2021, un montant de 6 376 $ (1 994 $ en 2020) a été transféré des avances sous forme d’aide à la construction aux apports sous forme d’aide à la construction. 
d) Obligation liée à la remédiation environnementale Des services publics à tarifs réglementés de la société ont été désignés en tant que parties potentiel ement responsables de la remédiation de plusieurs sites où des déchets dangereux ont prétendument été déversés par suite des activités antérieures d’usines de gaz fabriqué et d’installations connexes. La société procède actuel ement à un examen et à la remédiation, au besoin, des sites de ces usines de gaz et installations connexes conformément à des plans soumis aux agences en autorité pour chacun de ces sites. Par suite de l’acquisition d’Ascendant, le 9 novembre 2020 (note 3 f)), la société a repris des obligations additionnel es liées à la remédiation environnementale visant la mise hors service et la remédiation d’une centrale. Les travaux de remédiation comprennent les étapes d’excavation, de traitement et de réutilisation, et devraient être effectués, en grande partie, en 2023.   La société estime que le coût résiduel non indexé et non actualisé de ces activités de remédiation environnementale s’établira à 57 167 $ (64 766 $ en 2020), ce qui, à des taux d’actualisation variant de 1,0 % à 3,4 %, correspondait au montant à payer de 55 224 $ comptabilisé au 31 décembre 2021 (69 383 $ en 2020). Une tranche d’environ 36 627 $ devrait être courue au cours des trois prochaines années, le solde du montant à payer devant être engagé au cours des 30 années suivantes. 
  
59 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
12. Autres obligations à long terme (suite) d) 
Obligation liée à la remédiation environnementale (suite) 
Les variations de l’obligation de remédiation environnementale se présentaient comme suit : 
 2021  2020 
Solde d’ouverture  69 383  $   58 061  $ 
  Activités de remédiation (9 865)   (5 130) 
  Désactualisation 1 025   436 
  Variation des estimations des flux de trésorerie 2 265   3 828 
  Révision des hypothèses (7 584)   3 402 
  Obligation prise en charge à la suite de l’acquisition d’une entreprise —   8 786 
Solde de clôture  55 224  $   69 383  $ 
L’organisme de réglementation du New England Gas System et d’EnergyNorth Gas System prévoit le recouvrement des dépenses réel es pour l’examen et la remédiation des sites sur une période de sept ans et, par conséquent, au 31 décembre 2021, la société avait comptabilisé un actif réglementaire de 81 802 $ (87 308 $ en 2020) à l’égard des usines de gaz fabriqué et des instal ations connexes (note 7 e)). 
e) Acomptes de clients Les acomptes de clients découlent de l’obligation, imposée par les organismes de réglementation régissant chaque installation de la société, de percevoir un acompte auprès des clients, dans certaines circonstances, lorsque ceux-ci sont raccordés aux services. Les acomptes sont remboursables conformément aux ententes réglementaires visant une installation. 
f) Crédits d’impôt à l’investissement non amortis 
Les crédits d’impôt à l’investissement non amortis ont été repris dans le cadre de l’acquisition du réseau Empire. Les crédits d’impôt à l’investissement ont trait à un investissement fait dans une centrale. Les crédits sont amortis sur la durée de vie de la centrale. 
g) Crédits reportés et contrepartie éventuel e 
En 2021, la société a réglé une contrepartie éventuel e de 5 000 $ en lien avec son placement dans SAWS (note 8 e)) et a comptabilisé une contrepartie éventuel e liée à l’acquisition d’AAGES Sugar Creek Wind, LLC pour un montant de 18 641 $ (note 3 e)). 
h) Actions privilégiées de série C 
AQN a émis 100 actions privilégiées de série C rachetables qui sont en circulation. Les actions privilégiées sont obligatoirement rachetables en 2031 à raison de 53 400 $ CA par action et sont assorties d’un dividende en espèces cumulatif contractuel qui est versé trimestriellement jusqu’à la date de rachat en fonction d’un calendrier indexé sur l’indice des prix à la consommation pendant la durée de validité des actions. Les actions privilégiées de série C sont convertibles en actions ordinaires au gré du porteur et de la société en tout temps après le 20 mai 2031 et avant le 19 juin 2031, au prix de conversion de 53 400 $ CA par action. Étant donné que ces actions sont obligatoirement rachetables au comptant, el es sont classées comme des passifs dans les états financiers consolidés. Les actions privilégiées de série C sont comptabilisées selon la méthode du taux d’intérêt effectif, ce qui entraîne des intérêts débiteurs au titre de la désactualisation sur la durée d’émission des actions. Les versements de dividendes sont comptabilisés en réduction de la valeur comptable des actions privilégiées de série C. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
12. Autres obligations à long terme (suite) h) 
Actions privilégiées de série C (suite) 
Les versements de dividendes estimatifs exigibles au cours des cinq prochains exercices ainsi que les versements de dividendes et les paiements au titre du rachat par la suite sont les suivants :
 
2022  1 102  $ 
2023 1 330 
2024 1 542 
2025 1 559 
2026 1 406 
Par la suite jusqu’en 2031 6 320 
Montant du rachat 4 212 
  17 471  $ 
Moins les montants correspondant aux intérêts  (4 123) 
  13 348  $ 
Moins la tranche échéant à moins d’un an  (1 102) 
  12 246  $ 
i) Frais de branchement 
Les frais de branchement sont recouvrés auprès des clients au titre de l’installation et du branchement à l’infrastructure du service public.  Les frais sont remboursables conformément à l’entente conclue entre l’organisme de réglementation et les installations. 
j) Obligations éventuel es de soutien à l’aménagement 
La société offre le soutien au crédit requis pour l’aménagement continu et la construction de projets d’aménagement de centrales éoliennes et solaires et de projets d’aménagement d’infrastructures de ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. Les obligations éventuel es de soutien à l’aménagement correspondent à la juste valeur du soutien offert (note 8 c)). 
k) Billet à payer à une partie liée 
En 2020, une filiale de la société a réalisé un financement donnant droit à des avantages fiscaux dans Atlantica Solar Subco. LLC, une entité émettrice de la société et un propriétaire indirect du projet solaire Altavista (note 8 c)). Après la conclusion de la facilité de financement de la construction pour le projet solaire Altavista, certains fonds excédentaires ont été distribués à la société et, en retour, la société a émis un bil et à ordre de 30 493 $ à Altavista Solar Subco LLC. Le bil et à ordre porte intérêt à 0,675 %, composé annuel ement. Le bil et à ordre a été remboursé en totalité au deuxième trimestre de 2021. En 2021, une filiale de la société a réalisé un financement donnant droit à des avantages fiscaux dans New Market Solar Investco. LLC, une entité émettrice comptabilisée à la valeur de consolidation de la société et un propriétaire indirect du projet solaire New Market (note 8 c)). Après la clôture de la facilité de financement de la construction du projet solaire New Market, certains fonds excédentaires ont été remis à la société et en retour, la société a émis un billet à ordre de 25 808 $ en faveur de New Market Solar Investco, LLC. Le billet à ordre porte intérêt à 4 % annuel ement, et vient à échéance le 16 décembre 2031. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres a) 
Actions ordinaires Nombre d’actions ordinaires 
  2021  2020 
Actions ordinaires au début de l’exercice  597 142 219 524 223 323 
Appel public à l’épargne  67 611 465 66 130 063 
Régime de réinvestissement des dividendes  6 184 686 5 217 071 
Exercice des attributions à base d’actions c)  1 020 020 1 565 537 
Conversion de débentures convertibles  1 886 6 225 
Actions ordinaires à la fin de l’exercice  671 960 276 597 142 219 
Capital autorisé AQN est autorisée à émettre un nombre il imité d’actions ordinaires. Les porteurs des actions ordinaires ont le droit de recevoir des dividendes, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil d’administration (le « conseil »), d’exprimer une voix par action ordinaire détenue aux assemblées et, à la liquidation ou à la dissolution d’AQN, de recevoir leur quote-part des biens et actifs restants d’AQN, et ce, sous réserve des droits rattachés à toutes les autres actions ayant priorité de rang sur les actions ordinaires. Le régime de droits des actionnaires (le « régime de droits ») de la société expire en 2022. En vertu du régime de droits, un droit est émis et rattaché à chaque action émise de la société. Les droits demeurent rattachés aux actions et ne peuvent être exercés ou séparés à moins qu’au moins un des événements précisés ne se produise. Si une personne ou un groupe de personnes agissant de concert procède à l’acquisition de 20 % ou plus des actions en circulation (sous réserve de certaines exceptions) de la société, les droits permettront aux porteurs de ces actions (à l’exception de la personne ou du groupe procédant à l’acquisition) d’acheter des actions à un escompte de 50 % par rapport au cours du marché. Les droits conférés aux termes du régime de droits ne peuvent être déclenchés par aucune personne faisant une « offre permise », selon le régime de droits.   
i) Appel public à l’épargne Le 8 novembre 2021, AQN a émis 44 080 000 actions ordinaires à un prix de 14,63 $ (18,15 $ CA) l’action pour un produit brut de 642 664 $  (800 052 $ CA)  avant les frais d’émission  anticipés  de  26 173 $ (32 583 $ CA) à utiliser pour financer une partie du prix d’achat de la transaction de Kentucky Power (note 3 b)). Des contrats à terme ont été utilisés pour gérer le risque lié au dollar canadien (note 24 b) iv)).
 
Le 17 juil et 2020, AQN a émis 57 465 500 actions ordinaires à 12,60 $ (17,10 $ CA) l’action en vertu des ententes avec un syndicat de preneurs fermes et un investisseur institutionnel pour un produit brut de 723 926 $ (982 660 $ CA) avant les frais d’émission de 25 268 $ (34 299 $ CA). Des contrats à terme ont été utilisés pour gérer le risque lié au dollar canadien (note 24 b) iv)). 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) 
a) Actions ordinaires (suite) 
ii) Programme de placement au cours du marché 
Le 15 mai 2020, AQN a remis en place un programme de placement au cours du marché qui lui a permis 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 de l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a émis 23 531 465 actions ordinaires en vertu du programme de placement au cours du marché à un prix moyen de 15,70 $ l’action ordinaire, pour un produit brut de 369 495 $ (364 876 $ déduction faite des commissions). D’autres coûts connexes ont totalisé 872 $. La société a émis un total cumulatif de 33 952 827 actions ordinaires aux termes du programme de placement lancé en 2019 au cours du marché à un prix moyen de 15,08 $ par action pour un produit brut de 512 163 $ (505 761 $ déduction faite des commissions). D’autres coûts connexes, principalement liés à la création et au rétablissement subséquent du programme de placement au cours du marché, ont totalisé 4 285 $. 
iii) Régime de réinvestissement des dividendes 
La société offre un régime de réinvestissement des dividendes aux actionnaires ordinaires, en vertu duquel ceux-ci peuvent réinvestir leurs dividendes dans l’objectif d’acheter des actions ordinaires.  Les actions ordinaires supplémentaires achetées au moyen du réinvestissement des dividendes en espèces sont achetées sur le marché libre ou sont émises par AQN du capital autorisé. Avec prise d’effet le 3 mars 2022, les actions ordinaires achetées en vertu du régime seront émises à un escompte de 3 % (auparavant 5 %) par rapport au cours moyen sur le marché (déterminé selon les modalités du régime). Après la clôture de l’exercice, AQN a émis 1 625 414 actions ordinaires supplémentaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes. 
b) Actions privilégiées AQN est autorisée à émettre un nombre illimité d’actions privilégiées, pouvant être émises en une ou plusieurs séries, assorties des conditions approuvées par le conseil d’administration.   Le tableau suivant présente les actions privilégiées de série A et de série D émises et en circulation de la société aux 31 décembre 2021 et 2020 : 
Valeur 
Nombre comptable en Valeur 
Actions privilégiées d’actions    Prix de l’action  $ CA  comptable $ 
Série A   4 800 000  25 $ CA  116 546 $ CA 100 463  $ 
  Série D   4 000 000  25 $ CA  97 259 $ CA 83 836 $ 
         184 299 $ 
Les porteurs d’actions privilégiées de série A ont le droit de recevoir des dividendes en espèces préférentiels, cumulatifs et fixes, trimestriel ement, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil.  Le dividende, chaque année respectivement jusqu’au 31 décembre 2023 exclusivement, aura un taux annuel de 1,2905 $ CA par action. Le taux du dividende sur les actions de série A sera ajusté le 31 décembre 2023 puis tous les cinq ans par la suite. Le taux correspondra au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur majoré de 2,94 %. Les actions privilégiées de série A sont rachetables au prix de 25 $ CA par action au gré de la société le 31 décembre 2023 et tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d’actions privilégiées de série A avaient le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées à dividende cumulatif à taux variable respectivement de série B et de série E, sous réserve de certaines conditions, respectivement le 31 décembre 2023, et tous les cinq ans par la suite. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) 
b) Actions privilégiées (suite) 
Les porteurs d’actions privilégiées de série D ont le droit de recevoir des dividendes préférentiels, cumulatifs et fixes, lorsqu’ils sont déclarés par le conseil à un taux annuel correspondant à 1,2728 $ CA par action, chaque année jusqu’au 31 mars 2024 exclusivement.  Le dividende sur les actions de série D sera ajusté le 31 mars 2024 puis tous les cinq ans par la suite au taux des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur majoré de 3,28 %. Les actions privilégiées de série D sont rachetables au prix de 25 $ CA par action au gré de la société le 31 mars 2024 et à cette date tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d’actions privilégiées de série D avaient le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées à dividende cumulatif à taux variable respectivement de série E, sous réserve de certaines conditions, respectivement le 31 mars 2024 et tous les cinq ans par la suite. La société a 100 actions privilégiées de série C rachetables émises et en circulation. Les actions privilégiées de série C obligatoirement rachetables sont inscrites à titre de passif aux bilans consolidés parce qu’elles sont obligatoirement rachetables au comptant (note 12 g)). 
c) Rémunération à base d’actions 
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, AQN a comptabilisé une charge de rémunération à base d’actions totalisant 8 395 $ (24 637 $ en 2020), décrite ci-après : 
 2021  2020 
Options sur actions  939  $   1 743  $ 
Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs 821   870 
Régime d’achat d’actions à l’intention des employés 592   511 
Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions 
temporairement incessibles 6 043   21 513 
Total de la rémunération à base d’actions  8 395  $   24 637  $ 
La charge de rémunération est comptabilisée avec les charges salariales dans les états des résultats consolidés, sauf des frais liés à la planification de la relève des membres de la direction et au départ à la retraite de dirigeants de 12 639 $, qui sont comptabilisés en 2020 dans les autres pertes (note 19 b)). La tranche de la charge de rémunération à base d’actions capitalisée à titre de coûts de construction est négligeable. Au 31 décembre 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 17 137 $, et devrait être comptabilisé sur une période de 1,67 an. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) c) 
Rémunération à base d’actions (suite) 
i) Régime d’options sur actions Le régime d’options sur actions (le « régime ») de la société permet l’attribution d’options sur actions aux dirigeants, administrateurs, salariés et fournisseurs de service sélectionnés. Aux termes du régime, le nombre total d’actions qui peut être réservé aux fins d’émission ne doit pas dépasser 8 % du nombre d’actions en circulation à la date de l’attribution des options. Le conseil d’administration (ou le comité de rémunération du conseil (le « comité de rémunération »)) doit déterminer, à l’occasion, le nombre d’actions sous-jacentes à chaque option, le prix de l’option, la date d’expiration, l’acquisition des droits et d’autres modalités liées à chaque option. Les dividendes sur les actions sous-jacentes ne s’accumulent pas pendant la période d’acquisition. Les porteurs d’options peuvent choisir de racheter toute tranche des options dont les droits sont acquis et qu’ils peuvent alors exercer en échange d’un « montant dans le cours ». Conformément au régime, le montant dans le cours représente l’excédent, le cas échéant, du cours d’une action à cette date sur le prix d’exercice de l’option, auquel cas la société paiera ce montant dans le cours en trésorerie ou en actions ordinaires, à son gré. Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces options sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Le comité de rémunération peut, à son gré, accélérer l’acquisition des droits qui ne sont pas acquis rattachés aux options alors détenues par le porteur d’options. Si la société retraite ses résultats financiers, le comité de rémunération peut, à sa discrétion, annuler toute option impayée ou non exercée, conformément aux modalités de la politique de récupération de la société. La juste valeur estimative des options, y compris l’incidence des déchéances estimatives, est passée en charges selon la méthode de l’amortissement linéaire sur les périodes d’acquisition des droits des options tout en s’assurant que le montant cumulatif du coût de rémunération comptabilisé correspond au moins à la valeur de la tranche des options dont les droits sont acquis à cette date. La société détermine la juste valeur des options attribuées selon le modèle d’évaluation du prix des options de Black et Scholes. Le taux d’intérêt sans risque est fondé sur les obligations du gouvernement du Canada à coupon zéro dont la durée correspond à la durée de vie prévue des options à la date d’attribution. La volatilité attendue est évaluée selon la volatilité historique des actions ordinaires de la société. La durée de vie prévue est fondée sur les résultats historiques. Le taux de rendement est fondé sur les derniers taux historiques des dividendes versés sur les actions ordinaires d’AQN. Les hypothèses suivantes ont été retenues pour déterminer la juste valeur des options sur actions attribuées : 
 2021  2020 
Taux d’intérêt sans risque 1,1 % 1,2  % 
Volatilité prévue 23 % 24  % 
Rendement attendu de l’action 4,1 % 4,1  % 
Durée de vie prévue 5,50 ans 5,50 ans 
Juste valeur moyenne pondérée de l’option à la date d’attribution 2,46 $ CA 2,72 $ CA 
 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) c) 
Rémunération à base d’actions (suite) 
i) Régime d’options sur actions (suite) Les variations des options sur actions au cours des exercices se présentent comme suit : 
Durée 
contractuelle 
Prix résiduel e 
d’exercice moyenne Valeur  
Nombre moyen pondérée intrinsèque 
 d’actions   pondéré   (en années)   globale 
Solde au 1er janvier 2020 3 523 912   13,09 $ CA 5,87   18 609 $ CA 
Options attribuées 999 962   16,78  7,27   — 
Unités exercées (2 386 275)   12,52  5,16   18 465 
Unités déchues (27 151)   14,96  —   — 
Solde au 31 décembre 2020 2 110 448   15,45 $ CA 6,55   11 604 $ CA 
Options attribuées 437 006   19,64  7,22   — 
Unités exercées (506 926)   13,92  5,95   1 453 
Unités déchues —   —  —   — 
Solde au 31 décembre 2021 2 040 528   15,45 $ CA 6,11   3 145 $ CA 
Unités pouvant être exercées au 
31 décembre 2021 1 398 668   16,09 $ CA 5,83   3 247 $ CA 
ii) Régime d’achat d’actions à l’intention des employés 
En vertu du RAAE de la société, les employés admissibles peuvent faire retenir une partie de leur salaire pour l’affecter à l’achat d’actions ordinaires de la société.  La société verse un montant équivalant à 20 % des cotisations annuel es d’un salarié pour la première tranche de cinq mille dollars, et à 10 % des cotisations de plus de cinq mille dollars jusqu’à concurrence de dix mille dollars par année. Les actions ordinaires acquises à partir des montants versés par la société ne peuvent pas être vendues par le participant au cours de l’année suivant la date de la cotisation à laquel e ces actions ont été acquises. Les actions ordinaires peuvent, au gré de la société, être i) émises aux participants sur le capital autorisé au cours moyen de l’action, ou ii) acquises au nom des participants par l’intermédiaire de la TSX ou de la NYSE par un courtier indépendant. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour l’émission sur le capital autorisé d’AQN aux termes du RAAE ne doit pas excéder 4 000 000 d’actions ordinaires. La société suit la méthode fondée sur la juste valeur pour évaluer la charge de rémunération liée à ses cotisations. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, 355 096 actions ordinaires (302 727 en 2020) ont été émises aux salariés aux termes du RAAE. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) 
c) Rémunération à base d’actions (suite) 
iii) Unités d’actions différées attribuées aux administrateurs 
Aux termes du RUAD de la société, les administrateurs qui ne sont pas des salariés peuvent choisir, chaque année, de recevoir la totalité ou une partie de leur rémunération sous forme d’UAD au lieu d’une rémunération en espèces. Les jetons de présence sont versés chaque trimestre et au moment du versement, les montants applicables sont convertis en UAD. La valeur d’une UAD correspond à la valeur d’une action ordinaire de la société. Les dividendes s’accumulent dans le compte UAD et sont convertis en UAD à la valeur de marché des actions à la date de la conversion. Les UAD ne peuvent être rachetées avant que l’administrateur parte à la retraite, démissionne ou quitte le conseil de quelque autre manière que ce soit. Les UAD peuvent être réglées en trésorerie ou en actions ordinaires  au gré de la société.  Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces options sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a émis 73 467 UAD (84 074 en 2020) et réglé 87 582 UAD (néant en 2020) en échange de 40 786 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 46 796 UAD ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des attributions.  Au 31 décembre 2021,  530 378  UAD (544 493  en 2020) étaient en cours conformément au choix des administrateurs de différer un pourcentage de leurs jetons de présence en les convertissant en UAD. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour l’émission sur le capital autorisé d’AQN aux termes du RUAD ne doit pas excéder 1 000 000 d’actions ordinaires. 
iv) Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions temporairement incessibles 
La société offre un régime d’unités d’actions liées au rendement (« UAR ») et un régime d’unités d’actions temporairement incessibles (« UATI ») à l’intention de ses employés dans le cadre de son régime d’intéressement à long terme.  Des UAR ont  été attribuées chaque année pour des cycles de rendement consécutifs de trois ans. Les droits rattachés aux UAR sont acquis à la fin du cycle de trois ans et sont calculés en fonction de critères de rendement définis. À la fin de la période de rendement de trois ans, le nombre d’actions ordinaires émises peut varier de 2,5 % à 237 % du nombre d’UAR attribuées. Les conditions et les dates d’acquisition des droits rattachés aux UATI varient selon l’attribution et sont présentées dans chaque lettre d’attribution. Les UATI ne sont pas assujetties à des critères de rendement. Les dividendes cumulés pendant la période d’acquisition des droits sont convertis en UAR et en UATI selon la valeur de marché des actions à cette date, et sont comptabilisés dans les capitaux propres lorsque les dividendes sont déclarés. Les UAR et les UATI ne confèrent aucun droit de vote. Toute UAR ou UATI dont les droits ne sont pas acquis à la fin d’une période de rendement vient à expiration. Les UAR et les UATI peuvent être réglées en trésorerie ou en actions ordinaires au gré de la société. Comme la société ne prévoit pas régler ces instruments en trésorerie, ces unités sont comptabilisées comme des attributions d’instruments de capitaux propres. Le nombre global d’actions ordinaires réservées pour émission sur le capital autorisé d’AQN aux termes du RUAR et du régime d’UATI ne doit pas excéder 7 000 000 d’actions ordinaires. La charge de rémunération associée aux UAR est comptabilisée proportionnellement sur la période de rendement. L’atteinte des critères de rendement est estimée aux dates des bilans consolidés. Le coût lié à la rémunération est ajusté pour refléter les rendements estimés à ce jour. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
13. Capitaux propres (suite) c) 
Rémunération à base d’actions (suite) 
iv) Unités d’actions liées au rendement et unités d’actions temporairement incessibles (suite) Un sommaire des UAR et des UATI est présenté ci-après : 
Durée 
Juste valeur contractuelle 
moyenne résiduel e 
pondérée moyenne Valeur 
Nombre à la date pondérée intrinsèque 
 d’attributions   d’attribution   (en années)   globale 
Solde au 1er janvier 2020 2 412 043   14,00 $ CA 1,86   44 309 $ CA 
Unités attribuées, compte tenu des 
dividendes 1 313 171   19,31  2,00   24 966 
Unités exercées (968 470)   14,45  —   20 105 
Unités déchues (35 537)   15,62  —  745 
Solde au 31 décembre 2020 2 721 207   16,58 $ CA 0,93   54 560 $ CA 
Unités attribuées, compte tenu des 
dividendes 805 433   19,94  2,77   12 881 
Unités exercées (865 067)   13,79  —   17 005 
Unités déchues (217 901)   18,64  —  3 981 
Solde au 31 décembre 2021 2 443 672   18,07 $ CA 1,72   44 646 $ CA 
Unités pouvant être exercées au 
31 décembre 2021 775 674   16,12 $ CA —   14 172 $ CA 
v) Unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes Les employés admissibles peuvent choisir de recevoir une tranche de leur prime annuel e sous forme d’UATI plutôt qu’en trésorerie.  La société prévoit régler ces UATI en actions; par conséquent, ces dernières sont comptabilisées comme attributions d’instruments de capitaux propres. Les droits rattachés à ces UATI sont pleinement acquis, de sorte que la charge de rémunération qui y est associée est comptabilisée immédiatement au moment de l’attribution. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, des droits à 56 686 UATI liées au report de primes ont été attribués à des employés de la société. De plus, la société a réglé 152 564 UATI liées au report de primes en échange de 70 571 actions ordinaires émises sur le capital autorisé et 81 993 UATI ont été réglées à leur valeur nette à titre de paiement de retenues d’impôts relatives au règlement des UATI. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
14. Cumul des autres éléments du résultat étendu 
 Le cumul des AERE comprend les soldes suivants, après impôts : 
Variation 
actuarielle de 
l’obligation 
au titre des 
prestations de 
Gain latent retraite et des 
sur les avantages 
Écarts de couvertures complémen-
change de flux de taires de 
 cumulés   trésorerie   retraite   Total 
Solde au 1er janvier 2020  (68 822)  $   75 099  $    (16 038)  $   (9 761)  $ 
AERE 25 643   (13 418)   (20 964)   (8 739) 
Montants reclassés du cumul des AERE dans 
les états des résultats consolidés 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 
 691  —  —  691 
donnant pas le contrôle
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 (25 982)   (97 103)  32 247   (90 838) 
Montants reclassés du cumul des AERE dans 
les états des résultats consolidés (4 288)  42 772  9 804  48 288 
AERE de la période considérée, montant net    (30 270)  $    (54 331)  $   42 051  $    (42 550)  $ 
AERE attribuables aux participations ne 
  (249)      —      —     (249)  
donnant pas le contrôle
AERE de la période considérée attribuables aux 
actionnaires d’AQN, montant net  (30 519)  $    (54 331)  $   42 051  $    (42 799)  $ 
Montants reclassés du cumul des AERE à la 
participation ne donnant pas le contrôle 
(note 3 g))  (6 371)     —     —     (6 371)  
Solde au 31 décembre 2021  (76 615)  $   (3 514)  $   8 452  $    (71 677)  $ 
 
Les montants reclassés du cumul des AERE à l’égard des écarts de change cumulés et du gain (de la perte) sur les instruments financiers dérivés ont eu une incidence sur les intérêts débiteurs; ceux à l’égard du gain latent (de la perte latente) sur les couvertures de flux de trésorerie ont eu une incidence sur les produits tirés des ventes d’énergie à tarifs non réglementés, les intérêts débiteurs et le gain (la perte) sur les instruments financiers dérivés tandis que ceux reclassés à l’égard des variations actuariel es au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite ont eu une incidence sur les coûts au titre des prestations de retraite et d’avantages complémentaires de retraite non liés aux services (note 24 b)). 
69 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
15. 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 dol ars américains. Les dividendes déclarés ont été comme suit : 
 2021  2020 
Dividende par Dividende par 
 Dividende   action   Dividende   action 
Actions ordinaires 423 023 $    0,6669 $    344 382 $    0,6063 $ 
Actions privilégiées de série A  6 194 $ CA     1,2905 $ CA    6 194 $ CA    1,2905 $ CA 
Actions privilégiées de série D  5 091 $ CA     1,2728 $ CA    5 091 $ CA    1,2728 $ CA 
16. 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, en 2021, la société a refacturé des coûts de 25 778 $ (25 693 $ en 2020) à ses entités comptabilisées à la valeur de consolidation. De plus, l’une des entités comptabilisées à la valeur de consolidation fournit des services d’aménagement à certains projets de la société, qui sont assujettis à des honoraires d’aménagement payables lorsque certains objectifs sont atteints.  Les honoraires d’aménagement facturés à la société au cours de l’exercice  ont  totalisé  2 036 $ (25 985 $ en 2020). Les transactions de placements et d’acquisition comptabilisées à la valeur de consolidation sont décrites dans la note 8 c). En 2020, la société a émis un bil et à ordre de 30 493 $ en faveur d’Altavista,
 Solar Subco, LLC une entité 
émettrice de la société à ce moment-là. Le bil et à ordre a été remboursé en totalité au deuxième trimestre de 2021. Au cours du quatrième trimestre de 2021, la société a émis un bil et à ordre de 25 808 $ en faveur de New Market Investco, LLC, une entité émettrice de la société (note 12 k)). 
b) Participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée Liberty Global Energy Solutions (note 8 c)), une entité émettrice de la société, détient une facilité de crédit garantie d’un montant de 306 500 $ échéant le 26 janvier 2024. Les actions d’Atlantica ont été données en garantie de la facilité de crédit. 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 de Liberty Global Energy Solutions est remboursable à vue si Atlantica cesse d’être une société ouverte.  Liberty Global Energy Solutions détient des actions privilégiées dans AY Holdings, comptabilisées par AQN à titre de participation ne donnant pas le contrôle rachetable détenue par une partie liée. Le rachat n’était pas considéré comme probable au 31 décembre 2021. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle attribuable à Liberty Global Energy Solutions pour une contrepartie de 10 435 $ (12 651 $ en 2020) et comptabilisé des distributions de 10 214 $ (12 198 $ en 2020) (note 17). 
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 AYES Canada en mai 2019, pour une contrepartie de 96 752 $ (130 103 $ CA) (note 8 b)) et une participation dans Algonquin (AY Holdco) B.V., une filiale consolidée de la société acquise par  Liberty Development JV  en novembre 2021  pour une contrepartie de  39 376 $ (note 8 c)). Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a comptabilisé des distributions à AYES de 17 793 $ (16 064 $ en 2020). 
70 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
16. Transactions entre parties liées (suite) d)  
Transactions conclues avec Atlantica Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a vendu des actifs solaires colombiens à Atlantica pour une contrepartie de 23 863 $ et une contrepartie conditionnel e de 2 600 $, si certains objectifs sont atteints. Au 31 décembre 2021, un gain à la vente de 878 $ avait été comptabilisé. 
Les opérations entre parties liées qui précèdent ont été comptabilisées à la valeur d’échange convenue par les parties aux opérations. 
17. Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables Pour les exercices clos les 31 décembre, l’incidence nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est détail ée comme suit : 
  2021  2020 
Ajustements liés à la LHVC et autres ajustements attribuables aux 
éléments suivants : Ajustements liés à la LHVC et autres attribuables 
aux éléments suivants :     
Participations ne donnant pas le contrôle — parts de société en 
commandite donnant droit à des avantages fiscaux   88 417  $   62 682  $ 
Participations ne donnant pas le contrôle — parts de société en 
commandite rachetables donnant droit à des avantages fiscaux  6 902   6 955 
Autre bénéfice net attribuable aux :      
Participations ne donnant pas le contrôle  (5 682)   (2 351) 
   89 637  $   67 286  $ 
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables détenues par 
des parties liées   (10 435)    (12 651) 
Incidence nette des participations ne donnant pas le contrôle   79 202  $   54 635  $ 
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 dans ces filiales est donc calculée à l’aide de la méthode comptable de la LHVC comme il est décrit à la note 1 s). 
Participations ne donnant pas le contrôle 
En 2021, la société a obtenu le contrôle des trois centrales éoliennes du Midwest, et de la centrale éolienne Sugar Creek et de la centrale éolienne Maverick Creek (notes 3 c) et 3 e)). En 2021, des investisseurs tiers ayant droit à des avantages fiscaux ont versé respectivement 530 880 $, 380 829 $ et 147 914 $ aux centrales éoliennes du Midwest et aux centrales Sugar Creek et Maverick Creek en échange de parts de société en commandite de catégorie A dans les entités. Au 31 décembre 2021, des participations ne donnant pas le contrôle totalisant 1 441 924 $ (399 487 $ en 2020) comprenaient des parts de société en commandite détenues par des investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux de certaines centrales éoliennes et d’énergie solaire américaines de 1 377 117 $ (388 253 $ en 2020) et d’autres participations ne donnant pas le contrôle de 64 807 $ (11 234 $ en 2020). 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
17. Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables (suite) 
Participation ne donnant pas le contrôle détenue par une partie liée Une participation ne donnant pas le contrôle a été émise à AYES Canada en mai 2019, pour un montant de 96 752 $ (note 8 b)). La convention de société à responsabilité limitée confère des droits de liquidation et des priorités à chaque détenteur de capitaux propres qui ne correspondent pas au pourcentage de la participation sous-jacente. La tranche des bénéfices attribuable au porteur d’une participation ne donnant pas le contrôle est donc calculée à l’aide de la méthode de la LHVC. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a acquis une participation ne donnant pas le contrôle de néant (néant en 2020) et a comptabilisé des distributions de 17 793 $ (16 064 $ en 2020) au cours de l’exercice. Au 31 décembre 2021, le solde de la participation ne donnant pas le contrôle s’élevait à 41 782 $ (59 125 $ en 2020). Une participation ne donnant pas le contrôle a été émise à Liberty Development JV Inc. en novembre 2021, pour un montant de 39 376 $ (note 8 c)). Le solde n’a fait l’objet d’aucun changement en 2021. Participations ne donnant pas le contrôle rachetables Participations ne donnant pas le contrôle rachetables Les participations ne donnant pas le contrôle dans des filiales qui peuvent faire l’objet de rachat lorsque des événements incertains surviennent, qui ne sont pas uniquement sous le contrôle d’AQN, sont classées à titre de capitaux propres temporaires dans les bilans consolidés. Si le rachat est probable ou s’il est devenu exigible, la société comptabilise les instruments à leur valeur de rachat. Aucun rachat n’était considéré comme probable au 31 décembre 2021. Les variations des participations ne donnant pas le contrôle rachetables se détail ent comme suit : 
Participations ne donnant pas Participations ne donnant pas 
 le contrôle rachetables  le contrôle rachetables 
dé    i  lié 
 2021  2020  2021  2020 
Solde d’ouverture  306 316  $    305 863  $   20 859  $   25 913  $ 
Incidence nette des activités d’exploitation 10 435  12 651  (6 902)   (6 955) 
Apport, net des coûts —  —  —  3 717 
Dividendes et distributions déclarés (10 214)    (12 198)   (968)   (951) 
Rachat de participations ne donnant pas le 
contrôle —  —  —  (865) 
Solde de clôture  306 537  $    306 316  $   12 989  $   20 859  $ 
 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
18. Impôts sur les bénéfices La charge d’impôts qui figure aux états des résultats consolidés a été obtenue par application d’un taux d’imposition effectif différent du taux canadien en vigueur prévu par la loi de 26,5 % (26,5 % en 2020). L’écart s’explique ainsi : 
 2021  2020 
Charge d’impôts calculée au taux d’imposition canadien prévu par la loi  37 691  $    209 989  $ 
Augmentation (diminution) attribuable aux éléments suivants :    
Incidence des écarts entre les taux d’imposition s’appliquant aux transactions 
 (47 600)    (27 082) 
dans des pays étrangers et des modifications des taux d’imposition
Ajustements des placements comptabilisés à la juste valeur 2 709   (87 058) 
Quote-part du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas 
le contrôle 25 135  18 243 
Coûts d’acquisition non déductibles 3 733  3 223 
Crédits d’impôt (49 415)    (40 185) 
Ajustement lié aux périodes antérieures 1 333  (4 228) 
Impôts sur les bénéfices reportés liés aux activités à tarifs réglementés 
comptabilisés à titre d’actifs réglementaires (3 807)   (2 811) 
Amortissement et règlement du trop-perçu des impôts reportés (16 778)    (12 392) 
Autres 3 574  6 884 
Charge (recouvrement) d’impôts sur les bénéfices  (43 425)  $   64 583  $ 
Le 8 avril 2020, l’IRS a publié la version définitive du règlement qui précise les règles relatives à certains dispositifs hybrides découlant de la réforme fiscale américaine.  En raison de la version définitive du règlement, la société a comptabilisé une charge d’impôts différés ponctuel e de 9 300 $ afin d’annuler l’économie liée aux déductions d’impôts de l’exercice précédent. Pour les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020, le bénéfice avant impôts sur les bénéfices se présentait comme suit : 
 2021  2020 
Canada1  (60 848)  $    622 776  $ 
États-Unis 153 719   165 431 
Autres régions 49 361  4 204 
   142 232  $    792 411  $ 
1) Inclut le gain (la perte) de réévaluation à la juste valeur des placements comptabilisés à la juste valeur (note 8). 
 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
18. Impôts sur les bénéfices (suite) La charge (le recouvrement) d’impôts attribuable au bénéfice (à la perte) se présentait comme suit : 
Impôts Impôts 
 exigibles   reportés   Total 
Exercice clos le 31 décembre 2021      
Canada  4 560  $   (33 993)  $   (29 433)  $ 
États-Unis  1 024    (19 772)    (18 748) 
Autres régions  1 653  $   3 103  $   4 756  $ 
  7 237  $   (50 662)  $   (43 425)  $ 
Exercice clos le 31 décembre 2020      
Canada  4 319  $   62 061  $   66 380  $ 
États-Unis  (1 448)    (1 745)    (3 193) 
Autres régions  2 017  $   (621)  $   1 396  $ 
  4 888  $   59 695  $   64 583  $ 
L’incidence fiscale des écarts temporaires entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs donnant lieu à d’importantes tranches des actifs et des passifs d’impôts reportés aux 31 décembre 2021 et 2020 est indiquée ci-dessous : 
 2021  2020 
Actifs d’impôts reportés :    
Pertes autres qu’en capital, crédits d’impôt à l’investissement, intérêts 
débiteurs actuel ement non déductibles et frais de financement  761 666  $    531 353  $ 
Prestations de retraite et avantages complémentaires de retraite 46 580   66 826 
Obligation environnementale 15 271   16 145 
Passifs réglementaires 166 939    168 054 
Autres 64 460   65 787 
Total des actifs d’impôts reportés   1 054 916  $    848 165  $ 
Moins : provision pour moins-value  (27 471)    (29 824) 
Total des actifs d’impôts reportés   1 027 445  $    818 341  $ 
Passifs d’impôts reportés :    
Immobilisations corporelles  782 829  $    733 211  $ 
Écarts de base externes 412 665    406 429 
Comptes réglementaires 300 072    212 937 
Autres 30 471   12 528 
Total des passifs d’impôts reportés   1 526 037  $    1 365 105  $ 
Passifs d’impôts reportés, montant net   (498 592) $    (546 764) $ 
Classement aux bilans consolidés :    
  Actifs d’impôts reportés  31 595  $   21 880  $ 
  Passifs d’impôts reportés   (530 187)     (568 644) 
Passifs d’impôts reportés, montant net   (498 592) $    (546 764) $ 
 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
18. Impôts sur les bénéfices (suite) La provision pour moins-value pour les actifs d’impôts reportés au 31 décembre 2021 s’élevait à 27 471 $ (29 824 $ en 2020). La provision pour moins-value est principalement liée à des pertes d’exploitation dont la réalisation n’est pas plus probable qu’improbable, selon la direction. Dans son évaluation de la mesure dans laquelle les actifs d’impôts reportés seront réalisables, la direction juge s’il est plus probable qu’improbable qu’une partie ou la totalité des actifs d’impôts reportés ne seront pas réalisés. La réalisation ultime des actifs d’impôts reportés est tributaire de la génération d’un bénéfice imposable futur au cours des périodes dans lesquel es ces écarts temporaires deviendront déductibles. La direction tient compte de la résorption prévue des passifs d’impôts reportés (y compris l’incidence des périodes prévues pour les reports en arrière et les reports en avant), des bénéfices imposables futurs prévus et des stratégies de planification fiscale dans son évaluation. Au 31 décembre 2021, la société disposait de pertes autres qu’en capital reportées en avant et des crédits d’impôt qui peuvent servir à réduire le bénéfice imposable d’exercices futurs et qui viennent à échéance comme suit : 
Pertes autres qu’en capital reportées en avant et 2027 et par 
crédits d’impôt 2022-2026 la suite Total  
Canada  —  $ 678 881  $ 678 881  $ 
États-Unis  11 283   1 334 299   1 345 582 
Total des pertes autres qu’en capital reportées 
en avant  11 283  $ 2 013 180  $ 2 024 463  $ 
Crédits d’impôt  4 476  $ 132 509  $ 136 985  $ 
La société a comptabilisé des impôts reportés sur le coût fiscal estimé des bénéfices distribués de certaines de ses filiales. La société n’a pas comptabilisé d’impôts reportés sur des bénéfices non distribués d’environ 694 947 $ de certaines filiales à l’étranger, la société ayant conclu que ces bénéfices seront réinvestis indéfiniment et qu’ils ne devraient pas entraîner un passif d’impôts supplémentaire. Il est impossible de déterminer le montant du passif d’impôts non comptabilisé qu’entraînerait la remise de ces bénéfices non distribués. 
19. Autres pertes nettes Les autres pertes nettes se composent des éléments suivants : 
  2021  2020 
Coûts d’acquisition et coûts liés à la transition   14 507  $   14 104  $ 
Réforme fiscale aux États-Unis a)  —   11 728 
Planification de la relève des membres de la direction et départ à la retraite de 
dirigeants b)  —   12 639 
Autres c)  8 442   22 840 
   22 949  $   61 311  $ 
a) Réforme fiscale aux États-Unis Par suite de la l’adoption de la loi intitulée Tax Cuts and Jobs Act en 2017, les organismes de réglementation dans les États où le groupe Services à tarifs réglementés exerce ses activités ont examiné l’incidence sur l’établissement des tarifs des taux d’imposition fédéraux, soit l’ancien taux de 35 % et le nouveau taux prévu par la loi de 21 % entré en vigueur en janvier 2018. Le 1er juillet 2020, la société a reçu une ordonnance de la Public Service Commission de l’État du Missouri en vertu de laquel e le réseau Empire  était  tenue de rembourser aux clients sur cinq ans les produits qui étaient requis et qui avaient été perçus alors que le taux d’impôt était plus élevé, soit entre le 1er janvier 2018 et le 31 août 2018, avant que les nouveaux taux entrent en vigueur. Par conséquent, une perte comptable de 11 728 $ a été comptabilisée en 2020. 
  
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
19. Autres pertes nettes (suite) b) 
Planification de la relève des membres de la direction et départ à la retraite de dirigeants En 2020, la société a annoncé ses plans de relève pour le poste de chef de la direction, et le départ à la retraite du chef des finances et du vice-président du conseil d’administration. Selon les ententes liées au départ à la retraite, la société a comptabilisé des charges de 12 639 $ en lien avec les ententes de rémunération fondée sur des actions de ces dirigeants pour l’exercice clos le 31 décembre 2020. 
c) Autres Les autres pertes comprennent essentiel ement l’ajustement d’un passif réglementaire relatif à un ajustement à la hausse des comptes de suivi de la période précédente, les coûts liés aux procédures d’expropriation et la dépréciation des autres immobilisations diverses, moins les gains divers. 
20. Bénéfice net, de base et dilué, par action Le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action ont été calculés en fonction du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société et du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’unités d’actions temporairement incessibles liées au report de primes en circulation. Le bénéfice net dilué par action est calculé à l’aide du nombre moyen pondéré des actions ordinaires, des actions additionnel es émises après la clôture de l’exercice en vertu du régime de réinvestissement des dividendes, des UAR, des UATI et des UAD en cours pendant l’exercice et, si el es ont un effet dilutif, des actions ordinaires supplémentaires découlant des débentures convertibles ou de l’application de la méthode du rachat d’actions à l’égard des options sur actions et des unités de titres de capitaux propres verts en cours (note 9 c)). 
Le tableau qui suit présente le rapprochement du bénéfice net et du nombre d’actions moyen pondéré utilisé pour calculer le bénéfice de base et le bénéfice dilué par action : 
  2021  2020 
Bénéfice net attribuable aux actionnaires d’AQN   264 859  $   782 463  $ 
Dividende sur les actions privilégiées de série A  4 942   4 611 
Dividende sur les actions privilégiées de série D  4 061   3 790 
Bénéfice net des activités poursuivies, de base et dilué, attribuable aux 
actionnaires ordinaires d’AQN   255 856  $   774 062  $ 
Nombre moyen pondéré d’actions     
De base   622 347 677    559 633 275 
Effet des titres dilutifs  6 600 185    4 740 561 
Dilué   628 947 862    564 373 836 
Les actions ordinaires  pouvant éventuel ement être émises pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 en raison respectivement des 437 006 options sur actions (479 836 options sur actions en 2020) sont exclues de ce calcul, étant donné que leur effet est antidilutif. 
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Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
21. Information sectorielle La société est gérée en fonction de deux unités d’exploitation principales, soit le groupe Services à tarifs réglementés et le groupe Énergies renouvelables. Ces deux unités d’exploitation sont les deux secteurs de la société. Le groupe Services à tarifs réglementés, l’unité d’exploitation des activités à tarifs réglementés de la société, possède et exploite un portefeuil e de réseaux de services publics de distribution d’électricité, de gaz naturel et d’eau et de col ecte des eaux usées à tarifs réglementés, en plus d’être responsable des activités de transport, aux États-Unis, au Canada, aux Bermudes et au Chili; le groupe Énergies renouvelables, l’unité d’exploitation des activités à tarifs non réglementés de la société, possède et exploite un portefeuil e diversifié d’actifs de production d’énergie renouvelable et de production d’électricité thermique à tarifs non réglementés en Amérique du Nord et ail eurs dans le monde, ou possède des investissements dans ceux-ci. 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 SAWS 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 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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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
21. Information sectoriel e (suite) 
 
  Exercice clos le 31 décembre 2021 
Groupe 
Services Groupe 
à tarifs Énergies 
  réglementés   renouvelables    Siège social   Total 
Produits1, 2   1 944 171  $    267 970  $   —  $    2 212 141  $ 
Autres produits 53 441   18 339   1 558   73 338 
Achats de combustible, d’électricité et d’eau 682 602   36 498   —    719 100 
Produits, montant net 1 315 010    249 811   1 558    1 566 379 
Charges d’exploitation 597 850    104 262   16    702 128 
Frais d’administration 37 179   28 298   1 249   66 726 
Amortissement 280 452    121 414   1 097    402 963 
Perte de change —   —   4 371   4 371 
Gain à la vente d’actifs renouvelables —    (29 063)   —    (29 063) 
Bénéfice d’exploitation 399 529   24 900   (5 175)    419 254 
Intérêts débiteurs (93 411)    (71 598)    (44 545)    (209 554) 
Produit (perte) tiré des placements à long terme 18 306   84 046    (128 809)    (26 457) 
Autres (24 177)   (9 108)   (7 726)   (41 011) 
Bénéfice (perte) avant les impôts sur les  300 247  $   28 240  $    (186 255)  $    142 232  $ 
bé éfi 
Immobilisations corporelles   7 394 151  $    3 615 915  $   32 380  $   11 042 446  $ 
Placement à la juste valeur 2 296    1 846 160   —    1 848 456 
Entités émettrices comptabilisées à la valeur 
de consolidation 37 492    375 460   20 898    433 850 
Total de l’actif 10 512 799    6 123 888    149 149   16 785 836 
Dépenses en immobilisations  998 855  $    338 637  $   7 553  $    1 345 045  $ 
1)  Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 57 018 $ lié  à des pertes nettes sur contrats dérivés de 
couverture sur l’énergie et des crédits pour disponibilité pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 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 19 043 $ lié à d’autres programmes visant les produits pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
21. Information sectoriel e (suite) 
  Exercice clos le 31 décembre 2020 
Groupe 
Services Groupe 
à tarifs Énergies 
  réglementés   renouvelables    Siège social   Total 
Produits1, 2   1 386 048  $    255 954  $   —  $    1 642 002  $ 
Autres produits 19 088  14 444  1 457  34 989 
Achats de combustible et d’électricité 384 363  16 645  —   401 008 
Produits, montant net 1 020 773   253 753  1 457   1 275 983 
Charges d’exploitation 442 851  73 957  12   516 820 
Frais d’administration 36 749  25 743  630  63 122 
Amortissement 219 089  92 890  2 144   314 123 
Gain de change —  —  (2 108)   (2 108) 
Bénéfice d’exploitation 322 084  61 163  779   384 026 
Intérêts débiteurs (99 161)    (52 656)    (30 117)    (181 934) 
Gain tiré des placements à long terme 7 753  93 998   562 987   664 738 
Autres (40 128)   (6 537)    (27 754)    (74 419) 
Bénéfice avant les impôts sur les bénéfices   190 548  $   95 968  $    505 895  $    792 411  $ 
Immobilisations corporelles   5 757 532  $    2 451 706  $   32 600  $    8 241 838  $ 
Placement à la juste valeur —   1 839 212  —   1 839 212 
Entités émettrices comptabilisées à la valeur 
de consolidation 74 673   110 414  1 365   186 452 
Total de l’actif 8 528 415   4 586 878   108 856  13 224 149 
Dépenses en immobilisations   690 792  $    80 746  $    14 492  $    786 030  $ 
1) Les produits du groupe Énergies renouvelables comprennent un montant de 28 586 $ lié à des gains nets sur contrats dérivés de couverture 
sur l’énergie pour l’exercice clos le 31 décembre 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 24 928 $ se rapportant à d’autres programmes visant les produits pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 et qui ne constitue pas des produits tirés de contrats conclus avec des clients. 
La plupart des ventes d’énergie à tarifs non réglementés découlent de contrats conclus avec d’importantes sociétés de services publics. La société a cherché à atténuer son risque de crédit en vendant de l’énergie à d’importantes sociétés de services publics situées dans diverses régions d’Amérique du Nord. L’apport des sociétés de services publics au total des produits ne dépasse en aucun cas 10 %. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
21. Information sectoriel e (suite) 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 : 
  2021  2020 
Produits     
États-Unis    1 801 876  $    1 475 087  $ 
Canada  157 854    153 502 
Autres régions  325 749   48 402 
    2 285 479  $    1 676 991  $ 
Immobilisations corporelles     
États-Unis    9 464 716  $    6 666 015  $ 
Canada  882 454    884 195 
Autres régions  695 276    691 628 
   11 042 446  $    8 241 838  $ 
Actifs incorporels     
États-Unis   23 575  $   24 825  $ 
Canada  21 780   23 123 
Autres régions  59 761   66 965 
    105 116  $    114 913  $ 
Les produits sont attribués aux régions selon l’emplacement des centrales de production et des installations de services publics. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
22. 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.  Toutes les sommes à payer relativement à ces éléments sont comptabilisées dans les états financiers consolidés au moment où il est conclu qu’une perte financière est probable et qu’il est possible d’estimer le montant du passif connexe. Réclamation par Gaia Power Inc. Le 30 octobre 2018, Gaia Power Inc. (« Gaia ») a intenté une action devant la Cour supérieure de justice de l’Ontario contre AQN et certaines de ses filiales, réclamant des dommages et des dommages-intérêts punitifs. Cette action a découlé de la vente par Gaia en 2010 d’une participation de Gaia dans certains projets de parcs éoliens proposés au Canada à une filiale d’AQN. En vertu d’une convention de redevance conclue en 2010, Gaia a le droit de percevoir des redevances si les projets sont aménagés et atteignent certaines cibles convenues. 
 
Les parties ont convenu d’al er en arbitrage et les audiences se sont conclues le 17 mars 2021. L’arbitre a rendu sa décision le 6 août 2021, rejetant les demandes de dommages de redressement pour abus et complot et rejetant aussi la réclamation de dommages-intérêts punitifs présentée par Gaia. L’arbitre a confirmé que des honoraires d’aménagement et des redevances, calculés selon un pourcentage variable du BAI A de l’installation (comme l’a réclamé la société), doivent être payés à Gaia relativement à la centrale éolienne Amherst Island de 74 MW de la société en Ontario.  L’arbitre a également conclu que des honoraires d’aménagement et des redevances, calculés selon pratiquement la même méthode que les redevances pour Amherst Island, doivent être payés à Gaia relativement au projet éolien Blue Hill de 175 MW de la société en Saskatchewan. Procédures d’expropriation Le 7 janvier 2016, la ville de Apple Valley a intenté une action en expropriation des actifs des services publics de Liberty Utilities (Apple Valley Ranchos Water) Corp. (« Liberty Apple Valley ») Le 7 mai 2021, la Cour a rendu une décision provisoire rejetant la tentative par la ville d’Apple Valley de prendre possession du réseau Apple Valley par pouvoir d’expropriation. La décision confirme qu’il est dans l’intérêt de la collectivité que Liberty Apple Val ey continue de détenir et d’exploiter le réseau. La ville a déposé des objections relativement à la décision provisoire rendue le 1er juin 2021. Le 14 octobre 2021, la Cour a rejeté les objections de la vil e et a rendu une décision définitive. Le 7 janvier 2022, la ville a déposé un avis d’appel du jugement auprès de la Cour. Incendie de Mountain View Le 17 novembre 2020, un incendie, aujourd’hui appelé « l’incendie de Mountain View », s’est déclaré sur le territoire de Liberty Utilities (CalPeco Electric) LLC (« Liberty CalPeco »).  La cause de l’incendie est encore indéterminée et le service des incendies de la Californie n’a pas encore publié de rapport.  La société et certaines de ses filiales sont défenderesses dans huit poursuites en cours concernant l’incendie de Mountain View. Quatre de ces poursuites sont intentées par des groupes de plaignants individuels qui invoquent des motifs comme la négligence, l’infirmation de jugement, la nuisance, l’intrusion et les violations des droits du Code 2106 concernant les services publics et du Code 13007 du code sur la santé et la sécurité de la Californie. Dans la cinquième poursuite en cours, County of Mono, Antelope Valley Fire Protection District, Toiyabe Indian Health Project et Bridgeport Indian Colony ont  invoqué des causes d’action similaires et demandent  des dommages-intérêts pour les coûts d’extinction de l’incendie, les coûts d’application de la loi, les dommages aux biens et aux infrastructures, et d’autres coûts.  Dans les trois autres poursuites, des groupes de sociétés d’assurance invoquent des motifs comme l’infirmation de jugement et la négligence et demandent le recouvrement des montants payés et à payer à leurs assureurs.  Il  est impossible de prédire de manière raisonnable l’issue de ces poursuites. Toutefois, Liberty CalPeco entend se défendre vigoureusement. La société a une assurance responsabilité en cas d’incendie de forêt qui devrait s’appliquer jusqu’à la limite de la police applicable. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
22. Engagements et éventualités (suite) b) 
Engagements En plus des engagements liés aux acquisitions envisagées et aux projets d’aménagement présentés aux notes 3 et 8, les engagements importants étaient les suivants au 31 décembre 2021. AQN a en cours des engagements d’achat d’électricité, des contrats de service et d’approvisionnement en gaz naturel, des ententes de services, de même que des engagements à l’égard de projets d’immobilisations et de contrats de servitude.   Le tableau qui suit présente les engagements futurs estimatifs aux termes de ces arrangements : 
 Exercice 1  Exercice 2  Exercice 3  Exercice 4  Exercice 5  Par la suite Total 
Achats 
d’électricitéi   62 759  $  33 521  $  33 585  $  33 821  $  12 274  $  155 106  $  331 066  $ 
Contrats de 
service et 
d’approvision-
nement en gazii 101 406 75 482 49 328 44 286 26 887 176 535 473 924 
 
Contrats de service  65 230 59 641 58 356 54 953 50 181 347 546 635 907 
Projets 
d’immobilisations 85 130 — — — — — 85 130 
Contrats de 
servitude 12 913 13 048 13 212 13 398 13 561 471 755 537 887 
Total   327 438  $  181 692  $  154 481  $  146 458  $  102 903  $ 1 150 942  $ 2 063 914  $ 
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 décembre 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. 
i ) 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. 
23. Éléments hors trésorerie liés à l’exploitation La variation des éléments hors trésorerie liés à l’exploitation se détaille comme suit : 
  2021  2020 
Débiteurs    (56 751)  $    (52 778)  $ 
Combustible et gaz naturel stockés  (43 642)   237 
Stock de fournitures et de matières consommables  445   1 058 
Impôts sur les bénéfices à recouvrer  (3 025)   (3 440) 
Charges payées d’avance  (1 189)    (15 411) 
Créditeurs  (33 399)   40 885 
Charges à payer  31 845    (29 150) 
Passif d’impôts exigibles  4 363   3 818 
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et obligations 
environnementales  (1 185)   3 562 
Actifs et passifs réglementaires, montant net   (419 484)    (26 260) 
    (522 022)  $    (77 479)  $ 
 
82 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers a) 
Juste valeur des instruments financiers 
Valeur Juste 
31 décembre 2021 comptable   valeur  Niveau 1   Niveau 2   Niveau 3 
Placements à long terme 
comptabilisés à la juste 
valeur   1 848 456  $    1 848 456  $    1 753 210  $   —  $   95 246  $ 
Prêts pour des projets 
d’aménagement à recevoir 32 261   33 286  —   33 286  — 
Instruments dérivés :          
Contrats sur l’énergie 
désignés comme 
couverture de flux 
de trésorerie 15 362   15 362  —  —   15 362 
Swap de taux d’intérêt 
désigné comme 
couverture 1 581  1 581  —  1 581  — 
Contrats sur marchandises 
servant aux activités à 
tarifs réglementés 1 721  1 721  —  1 721  — 
Swap de devises désigné 
comme couverture d’un 
placement net 1 958  1 958  —  1 958  — 
Total des instruments 
dérivés 20 622   20 622  —  5 260   15 362 
Total des actifs financiers   1 901 339  $    1 902 364  $    1 753 210  $   38 546  $   110 608  $ 
Dette à long terme   6 211 375  $    6 543 933  $    2 418 580  $    4 125 352  $   —  $ 
Effets à payer à une partie liée 25 808  25 808  —  25 808  — 
Débentures convertibles 277  519  519  —  — 
Actions privilégiées de série C 13 348  14 580  —  14 580  — 
Instruments dérivés :          
Contrats sur l’énergie 
désignés comme 
couverture de flux de 
trésorerie 60 462  60 462  —  —  60 462 
Contrats sur l’énergie non 
désignés comme 
couverture de flux de 
trésorerie 1 169  1 169  —  —  1 169 
Swap de devises désigné 
comme couverture d’un 
placement net 50 258  50 258  —  50 258  — 
Swaps de taux d’intérêt 
désignés comme 
couverture 7 008  7 008  —  7 008  — 
Contrats sur marchandises 
servant aux activités à 
tarifs réglementés 1 348  1 348  —  1 348  — 
Total des instruments 
dérivés 120 245  120 245  —  58 614  61 631 
Total des passifs financiers   6 371 053  $    6 705 085  $    2 419 099  $    4 224 354  $   61 631  $ 
 
83 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) a) 
Juste valeur des instruments financiers (suite) 
 Valeur Juste 
31 décembre 2020 comptable   valeur  Niveau 1   Niveau 2   Niveau 3 
Placements à long terme 
comptabilisés à la juste   1 839 212  $   1 839 212  $   1 708 683  $  20 015  $  110 514  $ 
l 
Prêts pour des projets 
d’aménagement à recevoir 23 804  31 088  —  31 088  — 
Instruments dérivés :          
Contrats sur l’énergie 
désignés comme 
couverture de flux de 
trésorerie 51 525  51 525  —  —  51 525 
Contrats sur l’énergie non 
désignés comme 
couverture de flux de 
trésorerie 388  388  —  —  388 
Contrats sur marchandises 
servant aux activités à 
tarifs réglementés 194  194  —  194  — 
Total des instruments 
dérivés 52 107  52 107  —  194  51 913 
Total des actifs financiers   1 915 123  $   1 922 407  $   1 708 683  $  51 297  $  162 427  $ 
Dette à long terme   4 538 470  $   5 140 059  $   2 316 586  $   2 823 473  $  —  $ 
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  — 
Swap de taux d’intérêt 
différé désigné comme 
couverture 19 649  19 649  —  19 649  — 
Contrats sur marchandises 
servant aux activités à 
tarifs réglementés 614  614  —  614  — 
Total des instruments 
dérivés 110 410   110 410  —   104 481  5 929 
Total des passifs financiers    4 693 366  $   5 297 150  $   2 317 209  $   2 974 012  $  5 929  $ 
 La société a établi que la valeur comptable de ses actifs et passifs financiers à court terme se rapprochait de la juste valeur aux 31 décembre 2021 et 2020, en raison de l’échéance à court terme de ces instruments. La juste valeur du placement dans Atlantica (niveau 1) est établie selon le cours de clôture à la Bourse NASDAQ.  
84 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) a) 
Juste valeur des instruments financiers (suite) 
La juste valeur des prêts pour des projets d’aménagement à recevoir et autres (niveau 2) est calculée au moyen de la méthode des flux de trésorerie actualisés, selon les taux courants estimatifs du marché pour des instruments semblables, ajustés pour tenir compte du risque de crédit estimatif déterminé par la direction. 
La juste valeur de niveau 1 de la dette à long terme de la société est établie selon le cours de clôture à la NYSE 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 essentiel ement de swaps, d’options, de droits, d’ententes de souscription et de contrats à terme avec livraison physique pour lesquels des données de marché relatives au prix sont observables. Les données de prix de niveau 2 sont tirées de différents indices boursiers et actualisées à l’aide de courbes de taux d’intérêt qui sont observables sur un marché coté. Les instruments de niveau 3 de la société se composent de contrats de vente d’énergie visant l’électricité et de la juste valeur des placements de la société dans AYES Canada. Les données non observables importantes utilisées pour évaluer la juste valeur des contrats sur l’énergie se composent des cours du marché à terme développés en interne qui se situaient entre 19,76 $ et 130,85 $, soit un cours moyen pondéré de 32,51 $ au 31 décembre 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 24 b) ii) et 24 b) iv). La juste valeur du placement dans AYES Canada a été déterminée en utilisant une approche fondée sur les flux de trésorerie actualisés, combinée au modèle d’évaluation fondé sur un arbre binomial. 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 7,75 % et 8,25 % et d’une moyenne pondérée de 8,14 %, ainsi qu’à la volatilité prévue du cours de l’action d’Atlantica, soit entre 25,49 % et 37,16 %, au 31 décembre 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). 
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 : 
  2021 
Contrats financiers :   Swaps  3 239 873  
           Options  165 671  
  3 405 544 
85 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) b) 
Instruments dérivés (suite) 
i) 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 combustible (note 7 a)). 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. 
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 : 
Quantité notionnel e Prix moyens obtenus Prix variable à payer 
(MWh)  Échéance  (le MWh)  (le MWh) 
   
 4 585 008  Septembre 2030   24,54 $  Illinois HUB 
 527 931   Décembre 2028   32,11 $  PJM Western HUB 
 2 465 763   Décembre 2027   23,67 $  NI HUB 
 1 998 095   Décembre 2027   36,46 $  ERCOT North HUB 
 
À l’acquisition de la centrale éolienne Sugar Creek (note 3 e)), la société a procédé à la nouvel e 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 notionnel e de 11 328 MWh au prix de 38,95 $ le MWh échéant en février 2022. La société fait aussi appel pour atténuer le risque à des contrats d’achat à terme d’énergie. Ces dérivés à court terme ne sont pas comptabilisés comme des couvertures et les variations de leur juste valeur sont comptabilisées en résultat à mesure qu’el es se produisent (note 24 b) iv)).  
86 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) b) 
Instruments dérivés (suite) 
ii) Couvertures de flux de trésorerie (suite) En novembre 2020, à l’acquisition d’Ascendant (note 3 f)), la société a procédé à la nouvel e désignation de deux contrats sur taux d’intérêt comme des couvertures de flux de trésorerie pour atténuer le risque d’augmentation des taux d’intérêt liés au LIBOR sur la durée des facilités d’emprunt à terme d’Ascendant. Conformément aux conditions des contrats sur taux d’intérêt, la société a fixé sa charge d’intérêt liée au LIBOR entre 87 627 $ et 8 875 $, à respectivement 3,28 % et 3,02 % sur ses deux facilités d’emprunt à terme. La société est partie à un swap de taux d’intérêt différé afin de réduire le risque de taux d’intérêt lié aux paiements trimestriels d’intérêt entre le 1er juil et 2024 et le 1er juillet 2029 sur les billets subordonnés non garantis de 350 000 $. La société a désigné la totalité du notionnel des swaps de taux d’intérêt où la société paie un taux variable et reçoit  un taux fixe à titre de couverture des paiements de taux d’intérêt variable trimestriels à venir associés aux effets subordonnés non garantis. Le tableau suivant résume les AERE attribuables aux instruments financiers dérivés désignés comme couvertures des flux de trésorerie : 
  2021  2020 
Partie efficace de la couverture des flux de trésorerie   (97 103)  $   (13 418)  $ 
Amortissement de la couverture des flux de trésorerie  (2 132)   (1 248) 
Montant reclassé du cumul des AERE  44 904   (9 616) 
AERE attribuables aux actionnaires d’AQN   (54 331)  $   (24 282)  $ 
La société prévoit que des pertes latentes de 1 843 $ et des gains latents de 1 555 $ et 1 206 $, actuel ement classés dans le cumul des AERE, soient reclassés, après impôts, dans les ventes d’énergie à tarifs non réglementés, les intérêts débiteurs et les gains sur dérivés respectivement, au cours des douze prochains mois lorsque les couvertures sous-jacentes seront réglées. 
iii) Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger La monnaie fonctionnel e de la majorité des établissements d’AQN est le dollar américain. La société désigne les obligations 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 168 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (perte de 656 $ en 2020) a été comptabilisée dans les AERE. 
  
87 
Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. 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 cel es des effets non garantis subordonnés émis à cette date, afin de convertir en dol ars 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-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 bil ets. Au moment de changer la monnaie fonctionnel e d’AQN pour adopter le dollar américain le 1er janvier 2020, cette désignation a été annulée. Les AERE liés à cette couverture seront désormais amortis dans le bénéfice de la période au cours de laquel e les paiements d’intérêt futurs influent sur le bénéfice sur la durée résiduel e de la couverture initiale. La société a désigné ce swap comme couverture de placement net d’AQN dans ses filiales au Canada. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). La juste valeur du dérivé à la date de désignation sera amortie sur la durée résiduel e de la couverture initiale. Une perte de change de 4 232 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (perte de 13 256 $ 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 naturel es en utilisant la dette à long terme canadienne pour financer ses activités au Canada et une combinaison de contrats de change à terme et d’achats au comptant. La société a déterminé que la monnaie fonctionnel e de ses établissements au Canada était le dol ar canadien et qu’el e courait un risque de change à l’égard de ses transactions conclues en dol ars américains. La société désigne les obligations libellées en dollars américains comme une couverture de l’exposition au risque de change découlant de son placement net dans ses participations et ses filiales aux États-Unis. Le gain ou la perte de change connexe découlant de la transaction en monnaie étrangère qui est désigné, et qui est efficace, comme couverture de placement net dans un établissement à l’étranger est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de change de 1 595 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (perte de change de 3 581 $ en 2020) a été comptabilisé dans les AERE. La société est partie à un swap de devises de 500, 000 $ CA (650 000 $ au 31 décembre 2020) pour convertir efficacement en dollars américains les débentures libellées en dollars canadiens.  La société a désigné la totalité du notionnel du swap de devises et de taux d’intérêt fixe-fixe et les montants à court terme à payer en 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 dol ars américains qui sont désignés, et qui sont efficaces, comme couvertures du placement net dans un établissement à l’étranger sont présentés de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Un gain de 7 824 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (gain de 18 875 $ en 2020) a été comptabilisé dans les AERE. Le 15 février 2021, le groupe Énergies renouvelables a réglé  le swap de devises connexe lié à la débenture de 150 000 $ CA qui avait été remboursée. 
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) b) 
Instruments dérivés (suite) 
iii) Couverture de change d’un placement net dans un établissement à l’étranger (suite) 
Le 9 avril 2021, le groupe Énergies renouvelables a conclu un swap de taux d’intérêt fixe-fixe sur devises, coïncidant avec la durée des débentures non garanties de premier rang émises à cette date (note 9 g)), pour convertir en dollars américains le placement s’élevant à 400 000 $ CA. Le groupe Énergies renouvelables a désigné la totalité du notionnel du swap de taux d’intérêt fixe-fixe sur devises comme une couverture de la juste valeur du swap. Le gain ou la perte découlant des variations de la juste valeur du swap est présenté de la même façon que l’écart de change relatif au placement net (soit dans les AERE). Une perte de 1 925 $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 a été comptabilisée dans les AERE. Activités au Chili La société est exposée aux fluctuations du change en raison de ses activités au Chili. Les activités chiliennes de la société sont résolues à utiliser le peso chilien comme monnaie fonctionnel e.  La dette à long terme chilienne utilisée pour financer les activités est libel ée en unidad de fomento du Chili. 
iv) Autres dérivés Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer l’exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation. La  société a conclu des contrats de change à terme afin de gérer l’exposition au risque de change lié à l’émission d’actions en dol ars canadiens (note 13 a)). Un gain de change de 2 329 $ (2 363 $ en 2020) a été comptabilisé par suite du règlement. Pour ce qui est des dérivés non désignés comme couvertures, les variations de la juste valeur sont immédiatement comptabilisées en résultat.  
  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) 
b) Instruments dérivés (suite) 
iv) Autres dérivés (suite) Le tableau suivant indique l’incidence sur les états des résultats consolidés des instruments financiers dérivés non désignés comme couvertures : 
  2021  2020 
Variation de la perte latente sur les instruments financiers dérivés :     
Contrats dérivés sur l’énergie   (5 353)  $   (901)  $ 
Variation totale de la perte latente sur les instruments financiers dérivés    (5 353)  $   (901)  $ 
Gain réalisé (perte réalisée) sur les instruments financiers dérivés :     
Contrats dérivés sur l’énergie   (108)  $   (1 145)  $ 
Contrat de change à terme   2 329    2 363 
Total de la perte réalisée sur les instruments financiers dérivés   2 221  $   1 218  $ 
Perte sur les instruments financiers dérivés non comptabilisés comme 
des couvertures   (3 132)     317  
Amortissement des gains sur le cumul des AERE gelés par suite de la fin 
de la désignation de la couverture   3 712    3 009 
   580  $   3 326  $ 
Montants comptabilisés dans les états des résultats consolidés :     
Gain sur instruments financiers dérivés    (1 749)  $   964  $ 
Perte (gain) de change   2 329    2 362 
   580  $   3 326  $ 
c) Gestion des risques Dans le cours normal de ses activités, la société est exposée à des risques financiers qui peuvent avoir une incidence sur ses résultats d’exploitation. El e a recours à des stratégies de gestion des risques afin d’atténuer autant que possible ces risques de façon économique. Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour gérer l’exposition à certains risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. La société ne conclut pas de contrats financiers sur dérivés à des fins de spéculation. La présente note donne des informations sur la nature et l’étendue de l’exposition de la société aux risques liés aux instruments financiers, y compris le risque de crédit et le risque de liquidité, ainsi que sur la façon dont el e gère ces risques. Risque de crédit Le risque de crédit s’entend de la possibilité que la société subisse une perte imprévue si un client ou une contrepartie à un instrument financier ne respecte pas ses obligations contractuel es.  Les instruments financiers de la société qui sont exposés à des concentrations de risque de crédit sont principalement la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les effets à recevoir et les instruments financiers dérivés. La société limite son exposition au risque de crédit lié aux équivalents de trésorerie en veillant à ce que la trésorerie disponible soit déposée auprès des principaux prêteurs avec lesquels el e fait affaire, qui ont tous une notation de crédit d’au moins A. Selon la société, le risque associé aux débiteurs est négligeable, étant donné que la majorité des produits tirés de la production d’énergie provient de clients importants du secteur des services publics dont le crédit est noté Baa2 ou plus par Moody’s, ou BBB ou plus par S&P, ou encore BBB ou plus par DBRS. Les produits sont généralement facturés et perçus dans un délai de 45 jours.  
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) c) 
Gestion des risques (suite) Risque de crédit (suite) Les produits restants sont surtout réalisés par le groupe Services à tarifs réglementés et tirés des services de distribution d’eau et de collecte des eaux usées et des services publics d’électricité et de gaz naturel aux États-Unis, au Canada, aux Bermudes et au Chili. À cet égard, le risque de crédit lié aux soldes débiteurs du groupe Services à tarifs réglementés de 293 895 $ est réparti entre des mil iers de clients. La société a mis en place des processus de surveil ance et d’évaluation continue de ce risque. Ainsi, la société procède à des vérifications de la solvabilité des nouveaux clients et exige d’eux des dépôts de garantie. De plus, la plupart des organismes de réglementation régissant les activités du groupe Services à tarifs réglementés permettent qu’une charge raisonnable au titre des créances irrécouvrables soit incorporée aux tarifs, ce qui fait en sorte que le montant est ultimement recouvré auprès des clients. Au 31 décembre 2021, l’exposition maximale de la société au risque de crédit lié à ces instruments financiers s’établissait comme suit : 
      2021 
Trésorerie et équivalents de trésorerie et trésorerie 
soumise à restrictions       161 389  $ 
Débiteurs     422 752 
Provision pour mauvaises créances     (19 327) 
Effets à recevoir     31 468 
       596 282  $ 
En outre, la société surveille la solvabilité des contreparties à l’égard des contrats de change, des contrats de taux d’intérêt et des contrats dérivés sur l’énergie et évalue la capacité de chaque contrepartie à réaliser les transactions prévues dans les contrats. Les contreparties sont essentiel ement des institutions financières. Cette concentration de contreparties peut avoir une incidence, positive ou négative, sur l’exposition globale de la société au risque de crédit, les contreparties pouvant être touchées de manière similaire par les variations des conditions économiques, réglementaires ou autres. Risque de liquidité Le risque de liquidité s’entend du risque que la société ne soit pas en mesure de respecter ses obligations financières à leur échéance. Pour gérer le risque de liquidité, la société a pour stratégie de prendre des mesures visant à s’assurer de disposer de liquidités suffisantes pour pouvoir faire face à ses obligations à leur échéance. Au 31 décembre 2021, en plus des fonds en caisse de 125 157 $, la société pouvait emprunter 1 826 256 $ aux termes de ses facilités de crédit renouvelables et à terme. Chacune des facilités de crédit renouvelables de la société comporte toutefois des clauses restrictives imposant un plafond d’emprunt. 
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Algonquin Power & Utilities Corp. 
Notes des états financiers consolidés 
31 décembre 2021 et 2020 (en milliers de dollars américains, sauf indication contraire et pour les montants par action)
 
 
24. Instruments financiers (suite) c) 
Gestion des risques (suite) Risque de liquidité (suite) Les obligations de la société viennent à échéance comme suit : 
Échéant à Échéant Échéant 
moins dans  dans  Échéant 
 de 1 an   2 ou 3 ans   4 ou 5 ans   après 5 ans   Total 
Obligations découlant de la dette 
à long terme   834 645  $     500 070 $  1 217 235  $  3 671 384  $   6 223 334  $ 
Intérêts sur la dette à long terme    196 824       348 479      297 461     1 004 448    1 847 212   
Obligations d’achat   614 024      —      —      —        614 024   
Obligation environnementale   12 751       23 876      1 066       19 474        57 167   
Avances sous forme d’aide à la 
construction  1 706      —      —       80 874        82 580   
Instruments financiers dérivés :               
Swap de devises   27 936       23 115      2 604      1 888        55 543   
Swaps de taux d’intérêt  2 145      2 141      1 335      1 394       7 015   
Contrats dérivés sur 
l’énergie et contrats sur 
produits de base  8 489       20 148       16 517       17 826        62 980   
Paiements d’ajustement de 
contrat sur les unités de titres 
de capitaux propres verts   75 555       112 025      —      —        187 580   
Autres obligations   66 916      4 473      4 427       260 111        335 927   
Total des obligations  1 838 348  $   1 034 327  $  1 540 645  $  5 057 399  $   9 470 719  $ 
 
25. Chiffres correspondants Certains des chiffres correspondants ont été reclassés pour que leur présentation soit conforme à la présentation adoptée pour l’exercice considéré.  
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