AQUNF-20231231
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年度合并财务报表
阿尔冈昆电力和公用事业公司
截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度


管理层的报告
财务报告
随附的综合财务报表及管理层讨论及分析(“MD&A”)由管理层负责，并已获董事会批准。
合并财务报表由管理层根据美国公认会计原则编制。财务报表本质上包括基于估计和判断的数额。当存在其他会计方法时，管理层会选择其认为在当时情况下最合适的会计方法。
董事会及其委员会负责与公司治理有关的所有方面。董事会审计和财务委员会由无关和独立的董事组成，具体负责监督管理层履行其财务报告和与此相关的内部控制责任的努力。委员会与管理层和独立审计员会面，审查合并财务报表和与财务报告有关的内部控制。审计与财务委员会向董事会报告其调查结果，以供其在批准向股东发行的综合财务报表时审议。
财务报告的内部控制
管理层还负责建立和维持对财务报告的适当内部控制。公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制综合财务报表提供合理保证的过程。
管理层评估了截至2023年12月31日公司财务报告内部控制的有效性，该框架基于内部控制 – 综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。基于这一评估，管理层得出结论，截至2023年12月31日，公司对财务报告保持有效的内部控制。审计合并财务报表的独立注册会计师事务所安永会计师事务所发布了本公司财务报告内部控制的证明报告，

2024年3月8日
 
/S/克里斯·哈斯基尔森
/s/达伦·迈尔斯
临时行政总裁
首席财务官



独立注册会计师事务所报告

致阿尔冈昆电力和公用事业公司的股东和董事会
对合并财务报表的几点看法
我们审计了所附的阿尔冈昆电力和公用事业公司(“本公司”)截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表、截至该日止年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、权益和现金流量以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至那时止年度的运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会保荐组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2024年3月8日的报告对此发表了无保留意见。

意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。
我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的金额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指当期对财务报表进行审计而产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计和财务委员会，并且：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。



















监管资产和负债--通过利率监管收回成本
有关事项的描述
如综合财务报表附注7所述，本公司约有13.3亿美元的监管资产及约7.343亿美元的监管负债，须受其营运地区的公用事业委员会监管。费率是根据服务成本规定确定的。利率监管的前提是完全收回审慎产生的成本和合理的资产回报率或普通股股东权益。监管决定可能会对及时收回成本和批准的回报产生影响。通过费率管制收回此类成本会影响多个财务报表项目和披露，包括财产、厂房和设备、监管资产和负债、衍生工具、养老金和其他离职后福利义务、受监管的电力、天然气和水分配收入和相应费用、所得税支出以及折旧和摊销支出。
虽然本公司期望透过差饷向客户收回成本，但有关监管机构仍有可能不会批准全数收回所产生的成本。通过费率审计这些成本的可回收性是复杂和高度判断的，这是因为当尚未获得最终监管决定或命令或监管公式复杂时，公司为支持其监管事项的会计和披露而做出的重大判断和概率评估。评估未来监管决定对财务报表的潜在影响也有主观性。本公司的判断包括评估收回和收回所发生成本的可能性，或通过未来费率向客户退款的可能性。
我们是如何在审计中解决这个问题的
我们对公司对收回监管资产和退还监管责任的可能性的评估进行了了解、评估了设计并测试了控制的操作有效性，包括管理层对初始确认的控制以及对可能影响未来费率、退款或未来费率变化收回成本的可能性的监管发展的监控和评估。
我们执行了审计程序，其中包括通过与相关监管命令、备案和通信以及其他公开可获得的信息(包括过去的先例)进行比较，评估公司对未来收回监管资产和退还监管责任的可能性的评估。至于尚未取得监管决定或命令的监管事宜，吾等已查阅本公司的文件，以寻找任何可能与本公司的断言相矛盾的证据，并审阅相同或类似司法管辖区内其他实体的其他监管命令、文件及函件，以评估根据各自监管机构在类似情况下对类似成本的处理而收回未来费率的可能性。我们评估了公司的分析，并在适当的时候将该分析与法律顾问关于成本回收或未来费率变化的信函进行了比较。我们评估了公司根据利率指令和与监管机构的其他通信中概述的拨备和公式计算监管资产和负债余额的方法和数学准确性。




/s/ 安永律师事务所        
特许专业会计师
持牌会计师
自2013年以来，我们一直担任本公司的审计师。
加拿大多伦多
2024年3月8日


独立注册会计师事务所报告
致阿尔冈昆电力和公用事业公司的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们对阿尔冈昆电力公用事业公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，依据的标准是特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年框架)》(《S标准》)。我们认为，根据COSO标准，截至2023年12月31日，阿尔冈昆电力和公用事业公司(“本公司”)在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们亦已按照美国公共会计监督委员会(“PCAOB”)的准则，审计本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表、截至该等年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、权益及现金流量及相关附注，以及我们于2024年3月8日的报告，就此发表无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的《管理层讨论与分析》一节所载《财务报告内部控制管理报告》中财务报告内部控制的有效性。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/安永会计师事务所
特许专业会计师
持牌会计师
加拿大多伦多
2024年3月8日



阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并业务报表
截止的年数
(千美元，不包括每股金额)12月31日
 20232022
收入
受管制的配电$1,295,497 $1,278,912 
受监管的天然气分配621,173 686,744 
受管制的水回收和分配399,052 364,383 
不受监管的能源销售296,314 350,797 
其他收入85,979 84,177 
2,698,015 2,765,013 
费用
运营费用906,985 851,489 
购买的受管制电力429,760 465,570 
购买受监管的天然气267,122 340,792 
购买的管制用水19,564 18,308 
购买的非监管能源19,499 41,684 
行政费用90,359 80,232 
折旧及摊销466,996 455,520 
资产减值支出（附注5、8及16）
23,492 159,568 
汇兑损失8,359 13,833 
2,232,136 2,426,996 
出售可再生资产的收益— 64,028 
营业收入465,879 402,045 
利息支出（附注9）
(353,656)(278,574)
长期投资损失（附注8）
(124,974)(483,385)
其他收入（附注7）
41,410 18,179 
其他净亏损(附注19)
(132,889)(21,391)
养恤金和其他离职后非服务费用(附注10)
(19,939)(10,950)
衍生金融工具的收益(附注24(B)(四))
4,564 4,408 
所得税前亏损(119,605)(369,668)
所得税退还(费用)(附注18)
当前9,740 (7,843)
延期76,560 69,356 
86,300 61,513 
净亏损(33,305)(308,155)
非控股权益的净影响(附注17)
非控制性权益87,901 111,323 
关联方持有的非控股权益(25,922)(15,157)
$61,979 $96,166 
阿尔冈昆电力和公用事业公司股东应占净收益(亏损)$28,674 $(211,989)
A股和D股分红(附注15)
8,356 8,720 
阿尔冈昆电力和公用事业公司普通股股东应占净收益(亏损)$20,318 $(220,709)
每股基本及摊薄净收益(亏损)(附注20)
$0.03 $(0.33)
见合并财务报表附注


阿尔冈昆电力和公用事业公司
综合全面收益表(损益表)
 
截止的年数
(以千美元计)12月31日
 20232022
净亏损$(33,305)$(308,155)
其他全面收益(亏损)(“保监处”)：
外币换算调整，扣除退税净额#美元6,616(2022年-税费美元2,423)，(附注24(B)(Iii)及24(B)(Iv))
(5,386)(23,502)
现金流量套期保值公允价值变动，扣除税款净额#美元1,885(2022年-税费支出为$20,644)，(附注24(B)(Ii))
59,487 (94,295)
养恤金和其他离职后福利的变动，扣除税项支出净额#美元1,612(2022年-税费支出为$8,330)，(注10)
4,693 27,761 
税后净额保监处58,794 (90,036)
综合收益(亏损)25,489 (398,191)
归属于非控股权益的综合损失(60,962)(97,816)
阿尔冈昆电力和公用事业公司股东应占全面收益(亏损)$86,451 $(300,375)
见合并财务报表附注


阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并资产负债表
(以千美元计)
十二月三十一日，十二月三十一日，
 20232022
资产
流动资产：
现金和现金等价物$56,142 $57,623 
贸易和其他应收款净额(附注4)
524,194 528,057 
储存中的燃料和天然气48,982 95,350 
用品和消耗品库存178,150 129,571 
监管资产(注7)
142,970 190,393 
预付费用81,926 58,653 
衍生工具(附注24)
10,920 12,270 
其他资产(附注11)
23,061 22,564 
1,066,345 1,094,481 
财产、厂房和设备，净额(附注5)
12,517,450 11,944,885 
无形资产净额(附注6)
93,938 96,683 
商誉(附注6)
1,324,062 1,320,579 
监管资产(注7)
1,184,713 1,081,108 
长期投资(附注8)
按公允价值列账的投资1,115,729 1,344,207 
其他长期投资641,920 462,325 
衍生工具(附注24)
72,328 71,630 
递延所得税(附注18)
158,483 84,416 
其他资产(附注11)
198,993 127,299 
$18,373,961 $17,627,613 
见合并财务报表附注



阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并资产负债表(续)
(以千美元计)
十二月三十一日，十二月三十一日，
 20232022
负债和权益
流动负债：
应付帐款$210,412 $186,080 
应计负债554,875 555,792 
应付股息(附注15)
74,916 125,655 
监管责任(附注7)
99,850 69,865 
长期债务(附注9)
621,856 423,274 
其他长期负债(附注12)
80,458 134,212 
衍生工具(附注24)
34,915 32,491 
其他负债7,898 7,091 
1,685,180 1,534,460 
长期债务(附注9)
7,894,174 7,088,743 
监管责任(附注7)
634,446 558,317 
递延所得税(附注18)
578,902 565,639 
衍生工具(附注24)
75,961 137,830 
养恤金和其他离职后福利义务(附注10)
96,653 125,579 
其他长期负债(附注12)
465,874 461,230 
9,746,010 8,937,338 
可赎回的非控股权益(附注17)
关联方持有的可赎回的非控股权益308,350 307,856 
可赎回的非控股权益10,013 11,520 
318,363 319,376 
股本：
优先股184,299 184,299 
普通股(附注13(A))
6,229,994 6,183,943 
额外实收资本7,254 9,413 
赤字(1,279,696)(997,945)
累计其他综合亏损(“AOCI”)(附注14)
(102,286)(160,063)
Algonquin Power & Utilities Corp.股东应占权益总额5,039,565 5,219,647 
非控股权益(附注17)
非控股权益--税务股权合伙单位1,196,720 1,225,608 
其他非控股权益347,338 333,362 
关联方持有的非控制性权益40,785 57,822 
1,584,843 1,616,792 
总股本6,624,408 6,836,439 
承付款和或有事项(附注22)
其后事件（附注3（c）、7（a）、8（c）、9（c）、9（d）、16（a）、17（c））
$18,373,961 $17,627,613 
见合并财务报表附注


阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并权益表


(以千美元计)
截至2023年12月31日止的年度
     
Algonquin Power & Utilities Corp.股东
普普通通
股票		择优
股票		其他内容
已缴费
资本		留存收益(亏损)AOCI非-
控管
利益		总计
平衡，2022年12月31日$6,183,943 $184,299 $9,413 $(997,945)$(160,063)$1,616,792 $6,836,439 
净收益(亏损)— — — 28,674 — (61,979)(33,305)
未计入权益的可赎回非控股权益的影响 (note 17）
— — — — — (24,598)(24,598)
保监处— — — — 57,777 1,017 58,794 
宣布的股息和对非控股权益的分配— — — (279,634)— (54,322)(333,956)
股息再投资计划下的股息和股票发行30,482 — — (30,482)— — — 
从非控股权益收到的扣除成本后的捐款— — — — — 107,933 107,933 
可转换债券转换后发行的普通股11 — — — — — 11 
根据员工购股计划发行的普通股5,229 — — — — — 5,229 
基于股份的薪酬— — 13,162 — — — 13,162 
根据基于股份的奖励发行的普通股10,329 — (15,321)(309)— — (5,301)
平衡，2023年12月31日$6,229,994 $184,299 $7,254 $(1,279,696)$(102,286)$1,584,843 $6,624,408 
见合并财务报表附注


阿尔冈昆电力和公用事业公司
综合权益表（续）

 
(以千美元计)
截至2022年12月31日止的年度
     
Algonquin Power & Utilities Corp.股东
普普通通
股票		择优
股票		其他内容
已缴费
资本		赤字AOCI非-
控管
利益		总计
平衡，2021年12月31日$6,032,792 $184,299 $2,007 $(288,424)$(71,677)$1,523,082 $7,382,079 
净亏损— — — (211,989)— (96,166)(308,155)
未计入权益的可赎回非控股权益的影响 (note 17）
— — — — — (8,859)(8,859)
保监处— — — — (88,386)(1,650)(90,036)
宣布的股息和对非控股权益的分配— — — (396,965)— (61,063)(458,028)
股息再投资计划下的股息和股票发行97,801 — — (97,801)— — — 
从非控股权益收到的扣除成本后的捐款— — — — — 273,697 273,697 
可转换债券转换后发行的普通股6 — — — — — 6 
在公开发行时发行的普通股，扣除实际税费38,227 — — — — — 38,227 
根据员工购股计划发行的普通股5,319 — — — — — 5,319 
基于股份的薪酬— — 14,849 — — — 14,849 
已发行普通股
根据股份制，
奖项		9,798 — (14,743)(2,766)— — (7,711)
资产收购中承担的非控制性权益— — 7,300 — — (12,249)(4,949)
平衡，2022年12月31日$6,183,943 $184,299 $9,413 $(997,945)$(160,063)$1,616,792 $6,836,439 
见合并财务报表附注



阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并现金流量表
(以千美元计)
截至十二月三十一日止的年度
 20232022
现金提供方(使用于)：
经营活动
净亏损$(33,305)$(308,155)
不影响现金的调整和项目：
折旧及摊销466,996 455,520 
递延税金(76,560)(69,356)
衍生金融工具的初始价值和变动扣除摊销
(15,502)2,462 
基于股份的薪酬10,397 10,920 
用于建设目的的股权基金成本(3,366)(1,896)
按公允价值列账的投资价值变动229,988 499,125 
养恤金和离职后费用低于缴款
(7,838)(15,329)
从股权投资收到的分配，扣除收入11,730 23,829 
资产减值（附注5及8（c））
23,492 235,478 
其他（附注19（c）、19（e）和19（f））
108,338 8,116 
非现金经营项目净变动(附注23)
(86,336)(221,618)
628,034 619,096 
融资活动
长期债务增加3,033,503 4,622,937 
偿还长期债务(2,297,346)(3,326,519)
商业票据净变动额74,720 68,300 
发行普通股，扣除成本5,229 43,546 
普通股现金股利(322,468)(378,597)
优先股股息(8,356)(8,720)
非控股权益及可赎回非控股权益之供款（附注3）98,955 272,515 
非控制性权益的生产型现金贡献9,084 6,182 
分配给非控股权益、关联方(附注17)
(25,428)(34,816)
对非控股权益的分配(51,164)(43,919)
衍生品结算时的付款— (28,913)
交出股份以资助已行使的股票期权的预扣税(2,434)(4,667)
赎回C系列优先股（附注12（h））
(14,515)— 
收购非控股权益 — (1,580)
其他长期负债增加22,666 19,324 
其他长期负债减少(79,638)(94,837)
442,808 1,110,236 
投资活动
不动产、厂场和设备及无形资产的增加(1,026,171)(1,089,024)
增加长期投资(243,742)(221,281)
经营实体的收购— (632,797)
其他资产增加(12,220)(26,527)
收到应收发展贷款本金174,763 178,300 
长期投资减少11,749 2,920 
(1,095,621)(1,788,409)
汇率差异对现金和限制性现金的影响(267)(1,127)
现金、现金等价物和限制性现金减少
(25,046)(60,204)
现金、现金等价物和受限现金，年初101,185 161,389 
现金、现金等价物和受限现金，年终$76,139 $101,185 
阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并现金流量表(续)
(以千美元计)
截至十二月三十一日止的年度
20232022
补充披露现金流量信息：
年内支付利息支出的现金
$368,511 $272,734 
本年度缴纳所得税的现金
$7,171 $10,962 
本年度从股权投资中收到的分配现金
$112,716 $112,951 
非现金融资和投资活动：
应计项目中的不动产、厂房和设备购置$172,165 $120,819 
根据股息再投资计划和股份补偿计划发行普通股$46,040 $112,918 
不动产、厂场和设备、无形资产和应收票据的应计负债$23,938 $90,700 
见合并财务报表附注

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
阿尔冈昆电力和公用事业公司(以下简称“AQN”或“公司”)是根据加拿大商业公司 行动。AQN的运营是跨二主要业务部门由受监管的服务集团和可再生能源集团组成。受监管服务集团主要在美国、加拿大、百慕大和智利拥有和运营受监管的电力、供水和废水收集、天然气公用事业系统和输电业务组合；可再生能源集团主要拥有和运营或投资于非受监管的可再生能源和热能发电资产的多元化组合。
1.重大会计政策
(a)准备的基础
随附的综合财务报表及附注乃根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制，并遵循美国证券交易委员会提供的S-X法规所要求的披露。
(b)巩固的基础
随附的AQN综合财务报表包括AQN及本公司为主要受益人的可变权益实体(“VIE”)的账目(附注1(M))。公司间交易和余额已被冲销。第三方拥有的子公司权益计入非控股权益(附注1(S))。
(c)企业合并、无形资产和商誉
本公司对符合企业合并定义的实体或资产的收购进行会计处理。企业合并使用收购方法进行核算。购入资产和承担负债按购置日的公允价值计量，递延所得税除外，如附注1(V)所述。收购成本在发生的期间内计入费用。当这组活动不代表一项业务时，交易被记为资产收购，并包括收购成本。
如果所取得的无形资产源于合同或其他法律权利或可以分割，则按公允价值单独确认。电力销售合同在合同剩余期限内按直线摊销，范围为6至25自收购之日起数年。互连协议按其估计年期以直线法摊销， 40年本公司的大部分客户关系在其估计寿命内以直线法摊销， 25至40年智利的某些客户关系和水权以及品牌被视为无限期无形资产，不摊销，但每年评估减值指标。杂项无形资产包括可再生能源信贷，由公司的电力公司购买，以满足可再生能源组合标准义务。该等无形资产不予摊销，但在汇往有关国家当局以履行合规责任时终止确认。
商誉指所收购业务之收购价超出所收购资产净值公平值之差额。商誉一般不包括在受管制的公用事业获得回报的费率基础内，也不摊销。
于每年9月30日，本公司会评估定性及定量因素，以厘定商誉归属之报告单位之公平值是否较有可能低于其账面值。倘报告单位之公平值较有可能低于其账面值，或倘选择量化评估，则本公司计算报告单位之公平值。倘报告单位之账面值整体超过报告单位之公平值，则减值开支按超出部分之金额入账，惟以分配至该报告单位之商誉总额为限。倘发生事件或情况变动，令报告单位之公平值极有可能减少至低于其账面值，则商誉会于年度测试之间进行减值测试。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(d)费率管制业务的会计
受规管服务集团内的营运公司须遵守一般由其营运所在司法权区的监管机构（“监管机构”）监督的费率监管。监管机构最终确定向客户收取的费率。AQN受监管的运营公司是根据美国财务会计准则委员会（“FASB”）ASC主题980的原则核算的， 受监管的操作（"ASC 980"），但AQN在智利的经营公司Suralis（Chile）Water System（"Suralis"）（前称Empresa de Servicios Sanitarios de Los Lagos（ESSAL）除外。智利监管框架下核准的费率旨在收回示范供水公司的服务成本。由于这些费率不是为了收回Suralis的特定服务费用而设计的，该公用事业公司不符合遵循ASC 980会计准则的标准。
根据ASC 980，监管资产及负债的记录，以其代表与若干费用或信贷相关的可能未来收入或开支为限，该等费用或信贷将透过费率制定过程向客户收回或退还予客户。附注7“监管事项”载列监管资产及负债及其现行监管处理方法的详情。
倘本公司厘定其净监管资产不可能收回，则本公司将不再应用现行会计指引的原则，并须就任何剩余监管资产或负债记录除税后、非现金支出或收入。该影响可能对公司报告的综合财务状况和综合经营业绩造成重大影响。
美国电力、天然气及水务公用事业之账目乃根据联邦能源监管委员会（“FERC”）、适用监管机构及美国全国公用事业监管委员会（National Association of Regulatory Utility Commissioners）所订明之统一账目系统进行管理。新不伦瑞克天然气帐户是根据 天然气分配统一会计条例—1999年天然气分配法（新不伦瑞克）.
(e)现金和现金等价物
现金及现金等价物包括原到期日为三个月或以下的所有高流动性工具。
(f)受限现金
受限制现金指根据多项债务协议规定拨备的储备及金额、将退还给客户的按金以及与发电及输电业务有关的若干规定。与AQN现金结余分开的现金储备由独立代理人管理的账户保存，并在该等综合财务报表中单独披露为受限制现金。未经与AQN无关的各方的事先授权，AQN不能使用受限制的现金。
(g)应收账款
应收贸易账款按发票金额入账，不计息。本公司为应收账款组合固有的估计损失保留了可疑账款备抵。于厘定所需拨备时，管理层会考虑过往亏损，并经调整以计及当前市况及客户财务状况、争议应收款项金额、未来经济状况及前景，以及应收款项账龄及当期付款模式。账户余额在用尽所有收款手段且收回的可能性被认为很小之后从备抵中扣除。本公司并无任何与其客户有关的资产负债表外信贷风险。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(h)储存中的燃料和天然气
储存中的燃料和天然气按监管机构要求的加权平均成本或先进先出法反映，指燃气公用事业公司和一些发电设施在正常业务过程中使用的燃料、天然气和液化天然气。现有的费率订单及其他合约允许本公司将直接购买的天然气成本连同任何适用的授权交付附加费调整转嫁给客户（附注7（a））。因此，储存燃料及天然气的可变现净值不会低于本公司的成本。
(i)用品和消耗品库存
供应品及消耗品存货（计入物业、厂房及设备的资本备件及可旋转备件除外）于购入时计入存货，其后于安装、使用或过时时计入厂房资本或支销（视情况而定）。该等项目乃按成本及可变现净值两者中较低者列账。透过费率命令及监管环境，资本化建筑工作透过费率基准收回，而维修及保养开支则透过服务成本计算收回。因此，成本通常反映可变现净值。
(j)财产、厂房和设备
物业、厂房及设备按成本入账。开发项目的资本化始于成本很可能通过使用资产或最终建造和运营设施实现时。受费率规管实体的项目开发成本，包括初步勘测、计划、调查、环境研究、监管申请的开支及为确定资本扩张项目的可行性而产生的其他成本，当确定有可能透过已完成项目的受规管收入收回该等成本时，资本化为监管资产或物业、厂房及设备。
收购或建造物业、厂房及设备的成本包括以下各项：材料、劳工、承包商及专业服务、资本项目直接应占的建筑间接费用（如适用）、非受规管物业的利息及受规管物业的建筑期间所用资金备抵（“AFUDC”）。在可能的情况下，个别组件会在本公司的账簿及记录中单独记录及折旧。融资租赁项下之厂房及设备初步按成本入账，该成本乃按租赁期内将作出之租赁付款之现值厘定。
AFUDC代表借款费用和其他资金的回报。根据ASC 980，计入费率基数的建筑项目期间使用的资金备抵资本化。此备抵旨在使公用事业公司能够在受费率管制的物业建造期间将融资成本资本化。对于不适用监管会计的业务，根据ASC 835，仅与债务有关的利息资本化为建筑成本， 利息.与债务有关之资本化利息减少综合经营报表之利息开支。与股本基金有关的资本化AFUDC在综合业务报表长期投资收入项下记作利息和其他收入。
增加或延长资产使用寿命或容量的改良均予以资本化。在资产的使用期内定期发生的重大开支或大修所产生的成本在相关期间资本化并折旧。保养及维修成本于产生时支销。与资本支出有关的赠款记作资产成本的减少，并按相关资产的比率摊销，作为折旧费用的减少。与保养及维修费用等营运开支有关的补助金入账列作相关开支的减少。建设资助指客户、政府及开发商为协助拨付部分或全部公用事业资本资产成本而作出的资助金额。这些款项还包括在预付款到期后最初记作建筑援助预付款的款项（附注12（c））。这些捐款记作公用事业资产成本的减少，并按有关资产的比率摊销，作为折旧费用的减少。




阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(j)物业、厂房及设备（续）

本公司之折旧乃根据各类别之可折旧资产之估计可使用年期计算，并采用直线法厘定，惟下文所述若干风资产除外。 估计可使用年期及加权平均可使用年期之范围概述如下：
使用寿命范围加权平均使用寿命
 2023202220232022
世代
3-60
3-60
3333
分布
1-100
1-100
4039
装备
5-54
5-54
1511
本公司就其风力发电设施的若干组件使用生产单位法，而该组件的可使用年期与产量直接相关。在发电过程中易受磨损的部件的好处最好通过生产单元法得到体现。本公司一般使用第三方编制的风力研究来估计每个组件的总预期产量。
根据监管机构批准的会计政策，当受规管服务集团的应折旧物业、厂房及设备被更换或报废时，原成本加任何已产生的搬迁成本（扣除残费）计入累计折旧，而经营业绩中并无反映收益或亏损。收益及亏损将透过调整折旧开支于日后之经营业绩扣除。在没有监管机构批准的会计政策的情况下，处置不动产、厂场和设备的损益在发生时记作收益。
(k)共有设施
受规管服务集团拥有不可分割的权益， 三发电设施的所有权权益包括： 7.52%至60%，相应份额的容量和发电来自用于服务其某些公用事业客户的设施。本公司于未分割权益之投资记录为在役厂房，并透过利率基准收回。共有设施的成本为美元552,701 (2022 - $559,630）及累计折旧83,283 (2022 - $75,820）.本公司应占的营业成本确认为营业费用。截至2023年12月31日止年度，这些设施产生的总支出为美元，72,584 (2022 - $110,268).
(l)长期资产减值准备
当事件或情况变动显示账面值可能无法收回时，AQN会检讨物业、厂房及设备以及有限年期无形资产的减值。
于每年9月30日，本公司评估定性因素，以确定无限期无形资产是否更有可能出现减值。倘无限期无形资产减值的可能性较大，本公司计算无形资产的公允价值。倘无形资产之账面值超过其公平值，本公司确认相等于该差额之金额之减值亏损。倘发生事件或情况变动，使公平值更有可能减少至低于其账面值，则于年度测试之间进行减值测试。
预期将持有及使用之资产之可收回性乃透过比较资产之账面值与未贴现预期未来现金流量计量。倘账面值超过可收回金额，则资产撇减至其公平值。




阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(m)可变利息实体
本公司进行分析以评估其营运及投资是否代表VIE。为识别潜在的VIE，管理层审查租赁合同、长期购买力协议和共同拥有设施。本公司被视为主要受益人的VIE合并。倘AQN不被视为主要受益人，VIE不会合并（附注8）。
本公司拥有权益及应收票据权益， 二发电设施。AQN已确定该等实体被视为VIE，主要基于风险权益总额不足以允许该法人实体在无额外附属财务支持的情况下为其活动提供资金。影响发电设施经济绩效的关键决策涉及选址、许可、技术、建设、运营和维护以及融资。由于AQN有权指导对其经济表现影响最大的实体的活动，并有权收取利益或承担可能对实体重大的实体亏损，本公司被视为主要受益人。
这些贷款的资产和长期债务的账面净值总额为美元，57,740 (2022 - $57,241)及$12,738 (2022 - $15,024），分别。综合经营报表反映的这些实体的财务表现包括非监管能源销售额，17,317 (2022 - $19,752）、业务费用和摊销5,986 (2022 - $5,834）及利息开支为$1,384 (2022 - $1,723).
(n)长期投资和发展贷款
AQN拥有重大影响力但并无控制权之投资乃采用权益法或按公平值入账。权益法投资初步按成本计量，包括交易成本及利息（如适用）。AQN于综合经营报表内将其应占权益法投资对象之收入或亏损记录在长期投资收入内。AQN于综合经营报表内记录按公平值持有之被投资公司公平值波动及股息收入，并于被投资公司宣布股息收入。
应收票据为有固定或确定付款但在活跃市场并无报价之金融资产。应收票据初步按成本入账，一般为面值。收购后，应收票据采用实际利率法按摊销成本入账。本公司持有该等应收票据作为长期投资，并不打算在到期前出售该等工具。长期投资利息按赚取及合理保证可收回利息及本金时入账。
倘长期投资之价值亏损被视为非暂时性，则会就该亏损金额计提投资减值拨备。应收票据拨备记录，以列示预期应收款项净额。此拨备反映资产剩余合约年期内之亏损风险，并考虑过往经验、现时状况及对未来经济状况之合理及具支持性预测。减值乃根据预期未来现金流量按票据实际利率贴现之现值计量。


阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.重大会计政策(续)
(o)养恤金和其他离职后计划
本公司已为其不同雇员群体设立界定供款退休金计划、界定福利退休金计划、其他离职后福利（“OPEB”）计划及补充退休计划（“SERP”）计划。雇主向定额供款退休金计划作出之供款于雇员提供服务时支销。本公司于综合资产负债表确认其界定福利退休金计划、OPEB及SERP计划的资金状况。该公司的费用和负债由精算估值确定，使用截至12月31日每年评估的假设，包括贴现率、死亡率、假设回报率、薪酬增加、周转率和医疗成本趋势率。该等假设之修订及过往服务之修订之影响乃于累计其他全面收益（亏损）（“累计其他全面收益”）入账，并于未来期间以走廊法摊销至期间净成本。当本公司的退休金计划发生结算时，如果年内所有结算的成本大于年内退休金计划的服务成本和利息成本组成部分的总和，本公司立即在收益中确认相关收益或亏损。确认金额为AOCI收益及亏损按比例部分，相等于因结算而导致的预计福利责任减少百分比。
本公司雇员退休金的成本在雇员提供服务的期间内支销，服务成本在综合经营报表中确认为行政费用的一部分。除服务费用部分以外的定期福利费用净额部分列入综合业务报表的养恤金和其他离职后非服务费用。
(p)资产报废债务
本公司按资产报废责任发生时的公允价值确认资产报废责任，一般为资产购置时、在建时或正常运营时。同时，本公司亦透过增加相关长期资产的账面值，将资产报废成本（相等于资产报废责任的估计公平值）资本化。资产报废成本按资产的估计使用寿命折旧，并计入综合业务报表的折旧和摊销费用。资产报废责任因时间推移而增加，在综合经营报表中记录为资产报废责任的增加。实际支出记作债务的支出。
(q)租契
本公司根据ASC主题842对租赁进行会计处理，租契.本公司租赁土地、楼宇、车辆、轨道车及办公室设备以供日常营运使用。本公司可选择延长其许多租赁协议的租赁期限，续租期范围为： 一至五年.
可再生能源集团就其发电设施的营运订立土地地役权协议。在评估该等合约是否包含租赁时，本公司考虑其是否拥有土地的独家使用权。在大多数情况下，土地所有人或地役权授予人仍然可以完全使用土地，并可以以任何身份使用土地，只要它不干扰公司的运营。因此，该等土地地役权协议并不包含租约。对于提供对土地的专属使用权的土地地役权协议，这些协议符合租赁的定义，并且属于ASC 842的范围。
使用权资产计入物业、厂房及设备，而租赁负债则计入综合资产负债表的其他负债。计量本公司使用权资产及负债所使用之贴现率为租赁开始日期之贴现率。本公司截至2023年12月31日的租赁余额及其未来五年及其后的预期租赁付款额并不重大。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(r)基于股份的薪酬
本公司有多项以股份为基础的薪酬计划：购股权计划；雇员购股计划（“ESPP”）；递延股份单位（“DSU”）计划；以及受限制股份单位（“RSU”）及表现股份单位（“PSU”）计划。股权分类奖励按奖励授出日期之公平值计量。本公司采用柏力克—舒尔斯期权定价模式估计购股权授出日期的公平值。公平值于授出奖励之归属期内确认，并就估计没收作出调整。补偿成本于综合经营报表内列作行政开支，并于权益内列作额外实缴资本。额外实缴股本会随着奖励获行使而减少，而初始计入额外实缴股本的金额则计入普通股。
(s)非控制性权益
非控股权益指并非由AQN股权持有人应占之附属公司股权部分。非控股权益初步按公平值入账，其后按比例应占非控股权益之盈利（亏损）及其他全面收益（亏损）（“其他全面收益”）以及已付予非控股权益之任何股息或分派作出调整。
倘交易导致收购综合附属公司之全部或部分非控股权益，则收购非控股权益按权益交易入账。不会因非控股权益变动而于净盈利（亏损）或全面收益（亏损）确认收益或亏损，除非变动导致本公司失去控制权。
公司的某些美国—基于风能和太阳能的业务是以有限责任公司（“LLC”）和合伙企业的形式组织的，并拥有非控股股东股权投资者（“税收股权合伙单位”或“税收股权投资者”），这些投资者有权根据合同协议获得收益、税收属性和现金流的分配。该等有限责任公司及合伙协议的清算权及优先权与基本的所有权百分比权益不同。在这些情况下，简单地将所有权权益百分比应用于美国公认会计准则净收入以确定收益或亏损，并不能准确地代表投资者最终将收到的收入分配和现金流分配。因此，应占该等实体之非控股权益持有人应占盈利乃采用按账面价值计算之假设清盘（“按账面价值计算”）会计法计算（附注17）。
HLBV方法使用资产负债表方法。于各结算日，
确定如果股权投资实体清算其所有资产并根据合同规定的清算优先级将现金分配给投资者，税股权投资者将获得的金额。于报告期末计算的清盘分派金额之间的差额为税务权益投资者应占该期间投资的盈利或亏损。
于发生并非完全由AQN控制之不确定事件时须予赎回之股本工具分类为临时股本，并于综合资产负债表呈列为可赎回非控股权益。本公司于发行时根据收到的现金减任何交易成本记录临时权益。如有需要，本公司会重新评估其可赎回工具的分类以及赎回的可能性。倘赎回金额可能或目前可赎回，本公司按其赎回价值记录该等工具。可赎回工具账面值的增加或减少计入亏损。当赎回功能失效或其他事件导致不再需要将权益工具分类为临时权益时，权益工具的现有账面值于导致重新分类的事件发生日期重新分类为永久权益。
(t)收入确认
收入于承诺货品或服务的控制权转移至本公司客户时确认，金额反映本公司预期有权就交换该等货品或服务而获得的代价。有关按业务单位划分之收益分类详情，请参阅附注21“分部资料”。

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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(t)确认收入（续）
受监管的服务集团收入
受规管服务集团收益主要来自配电及发电、供水、污水收集及天然气分销。
与公用事业电力及天然气销售及分销有关的收入于交付能源时随时间确认。于每月末，估计自最后一次抄表日期起至月底为止交付给客户的电力及天然气，并记录相应的未出账单收入。该等未计费收入及销售额估计数乃根据应计费天数与未计费天数之比率、该月采购电力或天然气量、过往客户类别使用模式、天气、线路损耗、未入账天然气及现行电价计算而成。未开具账单的应收款项通常在下个月内开具账单。一些客户选择按月支付账单。
因此，在有些月份，在供电之前就收到现金。递延收入记录为该数额。期内从递延收入余额中确认的收入数额并不重大。
水回收及分配收入于处理水或交付予客户时随时间确认。于每月末，估计自客户最后一次抄表日期起至月底止的供水及废水，并记录相应的未出账单收入。该等未计费收入估计数乃根据应计费天数与未计费天数的比率、该月采购及收集的水量、过往客户类别的使用模式及现时的电费计算。未开具账单的应收款项通常在下个月内开具账单。
有时，公用事业公司被允许实施未经监管委员会正式批准的新费率，但这些费率将被退还。本公司根据中期利率确认收入，并在需要时，根据实施利率所在司法权区的经验，就可退还的金额设立储备。
本公司某些受监管的公用事业的收入受其各自监管机构批准的替代收入计划的影响。根据这些计划，本公司在财政年度系统地收取经批准的年度交付收入。因此，按计量消耗计算的送货收入与批准送货收入之间的差额于附注21“分类资料”披露为替代收入，并记录为监管资产或负债，以分别反映未来向客户收回或退款（附注7）。其后向客户开具账单的金额记录为收回监管资产。
可再生能源集团收入
可再生能源集团的收入主要来自电力销售、容量和可再生能源信贷。
与销售电力有关的收入于电力交付时随时间确认。电力代表单一履约责任，即承诺向客户转让一系列大致相同且向客户转让模式相同的不同货品。
与出售容量有关的收入于提供容量时随时间确认。提供能力的承诺的性质是随时准备的义务。容量一般以月量和价格表示。该能力指单一履约责任，即承诺向客户转让一系列大致相同且向客户转让模式相同的不同服务。


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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.主要会计政策（续）
(t)确认收入（续）
可再生能源集团收益（续）
合资格的可再生能源项目可获得可再生能源信贷（“再生能源信贷能源信贷证书证明1兆瓦的电力来自合资格的能源。REC和SREC可以交易，REC或SREC的所有者可以声称购买了可再生能源。可再生能源及可再生能源主要根据固定合约出售，而该等合约之收益于产生相关电力时于某个时间点确认。任何超出合约金额的可再生能源或可再生能源均以存货形式持有，抵销额记录为营运开支减少。
本公司对可再生能源集团合约中的电力及容量应用权宜发票。因此，收入按本公司有权就所提供服务开具发票的金额确认。收入按扣除销售税后入账。
(u)外币折算
AQN的报告货币是美元。于该等综合财务报表内，本公司指紧接所列金额前以加元计值之“C $”、以智利比索计值之“CLP”及以智利Unidad de Fomento计值之“CLF”。
本公司的加拿大业务以加元作为其功能货币，因为绝大多数经营、融资和投资交易都以加元计价。同样，本公司的智利和巴拉圭业务的功能货币分别为智利比索和巴拉圭元。该等业务之财务报表乃采用现行汇率法换算为美元，据此，资产及负债乃按结算日之现行汇率换算，而收入及开支乃按期内平均汇率换算。因换算该等实体之财务报表而产生之未变现收益或亏损乃呈报为其他全面收益之组成部分，并于综合资产负债表之权益组成部分累计，除非投资已完全或大致完全出售或清盘，否则不会计入收益。
(v)所得税
所得税采用资产及负债法入账。递延税项资产及负债乃就综合财务报表资产及负债账面值与其各自税基之间之差异而产生之未来税务后果确认。递延税项资产及负债乃按预期于该等暂时性差额将收回或清偿年度内适用于应课税收入之已颁布税率计量。倘递延税项资产被认为较有可能无法变现，则会就递延税项资产入账估值拨备。税率变动对递延税项资产及负债的影响于包括颁布日期在内的期间内于盈利中确认。受税率管制业务之投资税项抵免乃递延及摊销，作为所得税开支之扣减，于物业之估计可使用年期内摊销。投资税项抵免连同其他所得税抵免于产生抵免年度被视为所得税开支之减少。
AQN及其附属公司的组织架构复杂，其经营所在税务司法管辖区的相关税务诠释、法规及法例不断变化。因此，可能存在具有不确定税务状况的税务事项。本公司仅在所得税状况较有可能持续的情况下确认该等状况的影响。已确认所得税头寸按变现可能性大于50%的最大金额计量。确认或计量之变动于判断变动发生之期间反映。

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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.重大会计政策(续)
(w)金融工具和衍生工具
应收账款及应收票据按摊余成本计量。长期债务及C系列优先股（年内赎回）采用实际利率法按摊余成本计量，并就溢价或折让的摊销或增加作出调整。
收购金融资产直接应占之交易成本于开始时作为资产账面值的一部分入账。与已确认债务负债有关的交易成本于综合资产负债表呈列为自该债务负债账面值直接扣除，与债务折让及溢价一致。安排本公司循环信贷融资、绿色股权单位（附注11（a））及公司间贷款的成本计入其他资产。长期债务之递延融资成本、溢价及折价乃采用实际利率法摊销，而与循环信贷融资及公司间贷款有关之递延融资成本乃按相关工具年期以直线法摊销。
本公司使用衍生金融工具作为管理汇率、利率及商品价格波动风险的一种方法。AQN于综合资产负债表内按其各自之公平值确认所有衍生工具为资产或负债。根据总净额结算安排与同一对手方签订之衍生工具确认之公平值乃按总额基准于综合资产负债表呈列。可净额结算之金额并不重大。本公司将对冲会计法应用于其用于管理与销售发电有关的外汇风险、利率风险及价格风险的部分金融工具。
就指定为现金流量对冲关系的衍生工具而言，公平值变动于其他全面收益确认。
于AO全面收益确认之金额于同一期间重新分类至盈利（亏损），原因为对冲现金流量影响综合经营报表内与对冲项目相同项目下之盈利。倘对冲工具不再符合对冲会计准则、到期或被出售、终止、行使或指定被撤销，则对冲会计将按预期终止。于AOCI的剩余金额于对冲项目影响盈利的同期转拨至综合经营报表。倘预期交易不再发生，则AOCI之结余即时于收益（亏损）确认。
指定为对冲海外业务净投资的外币风险的衍生工具或金融工具的外币收益或亏损按与净投资相关的汇兑调整（于其他全面收益中）相同的方式呈报。
本公司的配电和火力发电设施签订电力和天然气采购合同，以满足负荷服务和发电需求。该等合约符合正常采购及正常销售之豁免，因此毋须按公平值入账为衍生工具，并按应计基准入账。本集团持续评估对手方的不履约风险，以确保其不会影响有关此项豁免的结论。
(x)公允价值计量
本公司采用估值技术，最大限度地利用可观察到的投入，并尽可能减少使用不可观察到的投入。本公司根据市场参与者在本金或最有利市场为资产或负债定价时所采用的假设，厘定公允价值。在考虑公允价值计量中的市场参与者假设时，以下公允价值等级区分了可观察到的投入和不可观察到的投入，这两个投入被归类为以下级别之一：
•第1级投入：报告实体在计量日可获得的相同资产或负债在活跃市场的未调整报价。
•2级输入：除第一层所包括的报价外，资产或负债可直接或间接于该资产或负债的大部分年期观察到的输入数据。
•3级输入：以不可观察输入数据为限，用于计量公允值的资产或负债的不可观察输入数据，从而考虑到该资产或负债于计量日期市场活动极少（如有）的情况。

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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
1.重大会计政策(续)
(y)承付款和或有事项
因环境补救、申索、评估、诉讼、罚款、罚款及其他来源而产生之或然损失负债于可能产生且金额可合理估计时入账。与或然损失有关的法律费用于产生时支销。
(z)预算的使用
编制财务报表要求管理层作出估计及假设，以影响于该等综合财务报表日期之资产及负债呈报金额及或然资产及负债披露，以及年内收入及开支呈报金额。实际结果可能与该等估计不同。于呈列年度内，管理层已作出多项估计及估值假设，包括物业、厂房及设备、无形资产及商誉的可使用年期及可收回性；应收票据及长期投资的可收回性；递延税项资产的可收回性；未账单收入的评估；退休金及营运预算责任；受规管资产及负债的时间影响；与环境事宜有关的或然事项；业务合并中收购的资产及负债的公平值；以及金融工具的公平值。该等估计及估值假设乃基于现时状况及管理层计划之行动方针，以及对未来业务及经济状况之假设。倘相关估值假设及估计发生变动，则入账金额可能发生重大变动。
2.     最近发布的会计声明
(a)最近采用的会计公告
FASB发布了2022—04会计准则更新（ASU）， 负债-供应商融资计划（子专题405-50）：供应商融资计划义务的披露这要求供应商融资计划中的买方披露有关该计划的足够信息，以使财务报表的使用者了解该计划的性质、期间的活动、不同时期的变化以及潜在的规模。详情见附注24（c）。
(b)最近发布的会计准则尚未采纳
FASB发布ASU 2023—02， 使用比例摊销法核算税收抵免结构投资—新兴问题工作队的共识， 允许报告实体，如果满足某些条件，选择使用比例摊销法对其税收股权投资进行会计处理，而不管其从哪个项目中获得所得税抵免。本更新中的修订于二零二三年十二月十五日之后开始的财政年度生效，包括该等财政年度内的中期期间。允许提前收养。本公司目前正在评估新指引的适用性和潜在影响。
FASB发布ASU 2023—05， 合资企业成立：确认和初始计量，要求合营企业按合营企业成立日期的公平值确认及初步计量其资产及负债。本更新中的修订对成立日期为2025年1月1日或之后的所有合营企业的成立预期生效。此外，于二零二五年一月一日前成立的合营企业如有足够资料，可选择追溯应用该等修订。允许提前收养。本公司目前正在评估新指引的适用性和潜在影响。
FASB发布ASU 2023—07， 分部报告：改进应报告分部披露，这要求加强对重大分部开支的披露。本更新中的修订于二零二三年十二月十五日开始的年度期间及于二零二四年十二月十五日开始的年度期间内的中期期间生效。允许提前收养。本公司现正评估相关披露。
FASB发布ASU 2023—09， 所得税：改善所得税披露，要求报告实体披露主要与税率调节和已付所得税信息有关的额外所得税信息。本更新所载之修订于二零二四年十二月十五日开始之年度期间按预期生效。允许提前收养。本公司现正评估相关披露。


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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
3.企业收购、开发项目和处置交易
(a)肯塔基电力公司和AEP肯塔基变速器公司.
2021年10月26日，Liberty Utilities Co.，AQN的间接附属公司，与美国电力公司（American Electric Power Company，Inc.）订立协议（“肯塔基收购协议”）。（“AEP”）和AEP Transmission Company，LLC收购肯塔基电力公司和AEP Kentucky Transmission Company，Inc. (the“肯塔基电力交易”（Kentucky Power Transaction） 2023年4月17日，Liberty Utilities Co.与AEP和AEP Transmission Company，LLC共同同意终止肯塔基州收购协议。本公司确认美元46,527截至2023年12月31日止年度的其他净亏损涉及冲销为准备肯塔基电力交易和终止肯塔基收购协议而产生的成本。详情见附注19。
(b)收购Deerfield II风能设施
2023年6月15日，公司收购了剩余的 50Deerfield II风电设施的所有权%，代价为美元23,142.该交易已入账列作资产收购。收购后，税务股权投资者提供额外资金，98,955，以及第三方建筑贷款，158,550得到了回报。
下表概述于收购日期将总购买价分配至所收购资产及所承担负债。
迪尔菲尔德二世
营运资本$(10,709)
财产、厂房和设备194,419 
长期债务(157,935)
资产报废债务(1,030)
递延税项负债(1,603)
收购的总净资产23,142 
现金和现金等价物1,662 
取得的净资产，扣除现金和现金等价物后的净额$21,480 
(c)购买Sandy Ridge II风能设施
2024年2月15日，本公司收购了剩余的 50Sandy Ridge II风力设施的所有权%，代价为美元8,456.收购后，税务股权投资者提供额外资金，60,545，以及第三方建筑贷款，162,805得到了回报。由于收购时间，本公司尚未完成公平值计量。本公司将继续审阅资料及进行进一步分析，直至最终分配已付代价至所收购资产及所承担负债之公平值。
(d)部分处置可再生资产
于2022年12月29日，本公司完成出售位于美国及加拿大的一组营运风电设施的所有权权益。该交易包括出售（1）a 49%的所有权权益三在美国运营的风力设施总计 551装机容量MW：明尼苏达州的奥德尔风力设施、密歇根州的迪尔菲尔德一号风力设施和伊利诺伊州的糖溪风力设施；以及（2） 80经营中的所有权权益% 175萨斯喀彻温省蓝山风力发电厂本公司保留对美国设施的控制权。本公司负责监督日常营运，并为各设施提供管理服务。
现金收益为美元277,500美国信贷（继续合并）被记录为非控股权益（须于结算后作出若干调整）。于蓝山风电设施的投资继续记录为权益法投资对象。现金收益108,610已收到蓝山风电设施的费用（需在关闭后作出某些调整）。处置收益$62,828于综合经营报表内确认并计入出售可再生资产收益。



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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
3.业务收购、开发项目和处置交易(续)
(e)收购New York American Water Company，Inc
自2022年1月1日起，本公司完成收购New York American Water Company，Inc（随后更名为Liberty Utilities（New York Water）Corp.（“Liberty NY Water”））。Liberty NY Water是一家受管制的水和废水处理公司，为客户提供服务， 八纽约州东南部的县。
购买价为美元609,000是为这次收购支付的。收购相关成本于综合经营报表支销（附注19）。 下表概述收购价于取得控制权时最终分配至所收购资产及所承担负债。
营运资本$4,820 
财产、厂房和设备(一)499,252 
商誉(二)116,254 
监管资产(III)65,621 
其他资产4,507 
养恤金和其他离职后福利(13,402)
监管责任(三)(59,727)
其他负债(8,028)
收购的总净资产$609,297 
取得的现金和现金等价物49 
获得的总净资产，扣除现金和现金等价物的净额$609,248 
所收购资产及所承担负债之公平值乃根据管理层之估计及若干假设厘定。
i.物业、厂房及设备包括受管制的供水基础设施及废水收集及处理设施。该等资产乃根据监管规定于资产之估计可使用年期内以直线法摊销。Liberty NY Water资产的加权平均使用寿命为 64.74好几年了。
二、商誉指购买价超出所收购资产净值总公平值之差额。记作商誉的金额的促成因素包括未来增长、潜在的协同作用以及在提供某些共享行政和其他服务时节省的成本。商誉报告在 受监管服务集团.
三、本公司受纽约州公共服务委员会（“NYPSC”）监管，该委员会对费率、服务、会计程序、收购及其他事宜拥有司法管辖权。根据ASC 980，监管资产及负债乃按与若干费用或信贷有关的未来可能收入或开支入账，而该等费用或信贷将透过利率厘定程序向客户收回或退还予客户（附注7）。作为批准收购自由纽约水务的一部分，批准了一项和解协议，该协议要求在提交新的费率案件之前拥有一整年的所有权。因此，新的税率要到2024年才会生效。
Liberty NY Water于收购后合并。2022年，Liberty NY Water产生了约$125,370收入和美元21,776营业收入
4.应收账款
截至2023年12月31日的应收账款包括未计费收入$107,001 (2022 - $149,015）从公司监管的公用事业。截至2023年12月31日的应收账款列报，扣除可疑账款备抵，30,244 (2022 - $24,857).



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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
5.财产、厂房和设备
财产、厂房和设备包括以下内容：
2023
 成本累计折旧账面净值
可再生发电设施$4,200,559 $1,139,137 $3,061,422 
公用事业厂9,332,092 1,191,013 8,141,079 
土地133,483 — 133,483 
装备122,929 53,181 69,748 
在建工程
世代378,043 — 378,043 
分配和传输733,675 — 733,675 
$14,900,781 $2,383,331 $12,517,450 

2022
 成本累计折旧账面净值
可再生发电设施$4,119,514 $1,016,784 $3,102,730 
公用事业厂8,640,224 990,975 7,649,249 
土地113,153 — 113,153 
装备111,707 50,904 60,803 
在建工程
世代196,287 — 196,287 
分配和传输822,663 — 822,663 
$14,003,548 $2,058,663 $11,944,885 
于二零二二年第四季度，本公司得出结论，由于德克萨斯州电力可靠性委员会（“ERCOT”）市场的预测能源价格下降，可再生能源集团的部分资产可能无法收回，主要影响参议院风能设施（于二零一二年开始商业运营）的业绩。因此，本公司根据收入法进行公平值分析，并录得减值支出$159,568为了降低参议院风能设施和其他较小资产的账面价值，259,942至$100,374.
可再生能源发电设施的成本为美元117,556 (2022 - $111,192）及累计折旧52,506 (2022 - $46,666）与融资租赁或合并VIE拥有的设施有关。融资租赁设施的折旧费用为美元537 (2022 - $1,489）.公用设施包括费用$3,270 (2022 - $3,076）及累计折旧2,455 (2022 - $2,041）与融资租赁资产有关。
公用设施包括费用$1,922,844 (2022 - $2,033,391）及累计折旧141,466 (2022 - $133,644）与受监管的发电资产有关。
截至2023年12月31日止年度，收到的援助建筑捐款， $238 (2022 - $1,299）已计入资产成本。






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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
5.物业、厂房及设备（续）
利息2023年和2022年计入资产成本的AFUDC如下：
20232022
非受管制物业的资本化利息$6,374 $4,762 
AFUDC利用受监管的财产进行资本化：
借款拨备8,305 6,040 
股票基金的免税额3,372 1,901 
$18,051 $12,703 
6.无形资产和商誉
无形资产包括以下内容：
2023成本累计摊销账面净值
电力销售合同$58,200 $43,938 $14,262 
客户关系77,104 14,625 62,479 
互联互通协议10,329 1,977 8,352 
其他(a)
10,352 1,507 8,845 
$155,985 $62,047 $93,938 
2022成本累计摊销账面净值
电力销售合同$56,926 $42,818 $14,108 
客户关系77,850 13,709 64,141 
互联互通协议10,098 1,851 8,247 
其他(a)
10,338 151 10,187 
$155,212 $58,529 $96,683 
(a) 其他包括品牌名称、水权和其他无形资产
未来五年每年无形资产摊销费用估计为美元，2,674.
所有商誉均属于受监管服务集团。
 20232022
期初余额$1,320,579 $1,201,244 
商业收购4,195 123,751 
外汇(712)(4,416)
期末余额$1,324,062 $1,320,579 


7. 监管事项
受规管服务集团内之营运公司须受其营运所在司法权区之相关监管机构监管。各监管机构对费率、服务、证券发行、收购及其他事宜拥有管辖权。除Suralis公司外，这些公用事业都是根据这些当局管理的服务费条例经营的。本公司受监管的公用事业运营公司根据ASC 980的原则进行会计核算。根据ASC 980，不按美国公认会计原则记录的监管资产和负债，以代表与将通过费率制定过程向客户收回或退还的若干费用或信贷相关的可能未来收入或开支为限。

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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
在任何时候，公司都可能有几个监管程序正在进行。该等程序的财务影响乃根据于适用报告期间内所取得的监管批准于综合财务报表反映。 最近完成了以下监管程序：

实用程序州、省或国家监管程序类型细节
苹果谷供水系统加利福尼亚一般差饷检讨
2023年2月3日，加州公用事业委员会（“CPUC”）发布了一项最终命令，授权每年增加收入$。1,494.新税率于2023年4月7日生效，追溯至2022年7月1日。该最终订单的追溯影响于二零二三年第一季度记录。
公园供水系统加利福尼亚一般差饷检讨
2023年2月3日，CPUC发布了一项最终命令，授权年度收入增加$1,105.新税率于2023年4月7日生效，追溯至2022年7月1日。该最终订单的追溯影响于二零二三年第一季度记录。
卡尔佩科电气系统加利福尼亚一般差饷检讨
4月27日2023年，加州公用事业委员会（“CPUC”）发布了一项最终命令，批准增加收入$，26,979.新费率于2023年7月1日生效，追溯至2022年1月.该最终订单的追溯影响于二零二三年第二季度记录。
圣劳伦斯天然气公司纽约一般差饷检讨
在……上面2023年6月22日纽约州公共服务部发布了一项命令，授权增加收入1000美元，5,249将在2023—2025年期间实施。新费率于2023年7月1日生效。
松林悬崖水阿肯色州一般差饷检讨
2023年8月4日，阿肯色州公共服务委员会发布了一项命令，批准双方提交的一致和解协议，授权每年增加收入$3,400.新费率于2023年8月15日生效。
天然气新不伦瑞克新不伦瑞克一般差饷检讨
2023年9月21日，能源和公用事业委员会发布了一项决定，授权收入减少$700.
帝国电气阿肯色州一般差饷检讨
2023年12月7日，阿肯色州公共服务委员会发布命令，批准和解协议，授权增加收入$5,300。新税率于2024年1月1日生效。
帝国电气密苏里证券化
2023年8月1日，密苏里州西区上诉法院确认符合证券化条件的金额符合密苏里州公共服务委员会(“MPSC”)订单共$290,383。年终后，即2024年1月30日。T该公司完成了证券化，以收回与2021年2月德克萨斯州和美国中部部分地区经历的极端冬季风暴条件(“中西部极端天气事件”)相关的成本和阿斯伯里发电厂的剩余账面价值。MPSC的命令排除了与阿斯伯里工厂退役相关的部分账面成本和税收。因此。本公司已发生一次性净亏损 $63,495 ($48,4522023年第三季度)。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
监管资产及负债包括以下各项：
2023年12月31日2022年12月31日
监管资产
燃料和商品费用调整(A)$326,418 $388,294 
退役发电厂(B)183,732 174,609 
费率调整机制(C)192,880 136,198 
所得税(D)101,939 97,414 
递延资本化成本(E)124,517 90,121 
养恤金和离职后福利(F)68,822 80,736 
环境整治(G)66,779 70,529 
缓解野火和植被管理(H)64,146 66,156 
清洁能源和其他客户计划(一)37,214 28,145 
资产报废债务(资产报废债务)26,620 27,172 
债务溢价(K)18,995 24,888 
拆迁费用(L)11,084 11,084 
差饷覆核费用(米)8,815 9,481 
长期维护合同(N)4,932 6,504 
其他监管资产（o）90,790 60,170 
监管总资产$1,327,683 $1,271,501 
减：流动监管资产(142,970)(190,393)
非流动监管资产$1,184,713 $1,081,108 
监管责任
所得税(D)$290,121 $312,671 
拆迁费用(L)185,786 191,173 
养恤金和离职后福利(F)104,636 68,085 
燃料和商品费用调整(A)42,850 24,991 
清洁能源和其他客户计划(一)12,730 11,572 
费率调整机制(C)2,078 343 
其他监管负债（p）
96,095 19,347 
监管总负债$734,296 $628,182 
减：流动监管负债(99,850)(69,865)
非流动监管负债$634,446 $558,317 

由于收回监管资产须经监管部门批准，倘监管状况有任何变动显示收回的可能性不大，则相关成本将于厘定期间自盈利扣除。除燃料及商品成本调整（a）、费率调整机制（c）、清洁能源及其他客户计划（i）以及部分司法管辖区的费率审查成本（m）的账面费用外，本公司一般不会赚取监管结余的回报。2023年，本公司确认美元。41,410 (2022 - $18,179）综合经营报表其他收入项下监管结余的账面费用，并仅使用允许返还的债务部分计算。




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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
(a)燃料和商品成本调整
公用事业收入包括一个旨在通过向客户收取的费率收回电力和天然气成本的部分。倘所购电力或燃料之实际成本与按现行费率可收回之电力或燃料成本有差异，则该差异会递延入账，并于综合资产负债表内列作监管资产或负债。这些差异反映在费率调整中，并在今后各期记作电费和燃料费用调整，幅度大部分为， 6至24几个月，接受监管审查。衍生产品通常用于根据国家监管机构的预期管理与天然气采购活动相关的价格风险。与该等衍生工具相关之收益及亏损（附注24（b）（i））可透过商品成本调整收回。
2021年2月，本公司的营运受到中西部极端天气事件的影响。由于中西部极端天气事件，本公司在创纪录的高价格和高消费期间产生了增量商品成本。本公司设有商品成本机制，可收回审慎产生的开支。
2022年初，根据证券化法规，帝国电气寻求授权发行美元，221,646与中西部极端天气事件相关的证券化公用事业关税债券，140,774，以证券化公用事业关税债券作为其阿斯伯里成本，其中包括美元，21,283资产报废义务，即帝国电气将从阿斯伯里报废中收回但尚未发生的成本估计。2023年8月1日，密苏里州西部地区上诉法院确认了符合MPSC命令的证券化金额，290,383. MPSC的命令不包括与阿斯伯里工厂退役相关的一部分运营成本和税收。因此，本公司产生了一次性净亏损，63,495 ($48,4522023年第三季度)。
年底后，2024年1月30日，帝国区电力公司的全资子公司帝国区债券有限责任公司完成了约美元的发行，180.5 本金总额百万美元 4.943%到期日为2035年1月1日的证券化公用事业关税债券和美元125本金总额为1,000万美元5.091%证券化公用事业关税债券，到期日为2039年1月1日，以收回先前发生的与中西部极端天气事件相关的合格非常成本和与阿斯伯里发电厂退役相关的能源过渡成本。
(b)退役发电厂
2020年3月1日，公司 200位于密苏里州阿斯伯里的MW燃煤发电设施停止运营。该公司将阿斯伯里工厂的剩余账面净值从服务中退休的工厂转移到监管资产。可在综合资产负债表中保留为资产的账面净值取决于可通过受管制利率收回的金额，包括任何回报。减值支出（如有）等于该资产的剩余账面净值与该资产预期未来收益现值之间的差额。该公司还正在评估与设施退役相关的退役要求。
根据其管辖范围内的佣金命令，该公司必须跟踪阿斯伯里退休对密苏里州运营和资本支出的影响，以便在下一次费率案件中考虑。该公司记录了从Asbury从客户那里收取的2020年3月1日至2022年5月1日的估计收入的监管责任，AQN确定该金额可能会退款。这一监管责任不包括与在Asbury的投资回报相关的收入，因为AQN根据相关事实和情况确定这些收入不可能退还给客户。出于回收目的，Asbury的监管责任将与其在Asbury的未收回投资相抵销，因此，监管责任将从其已报废的发电设施监管资产中扣除。




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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
(b)退役发电厂(续)
2022年4月27日，MPSC发布了一项命令，为了听证的目的，整合了关于阿斯伯里和中西部极端天气事件通过证券化进行量子融资的案件。如上文(A)项所述燃料和商品成本调整在年终后，于2024年1月30日，本公司根据MPSC的命令完成了与Asbury工厂退役相关的成本证券化。
(c)费率调整机制
Calpeo电气系统、新英格兰燃气系统、MidStates Gas系统、EnergyNorth Gas系统、Granite State Electric System、Peach State Gas System和Belco的收入必须遵守各自监管机构批准的收入脱钩机制，该机制允许收入与销售脱钩。因此，根据计量消耗量计算的送货收入与批准的送货收入之间的差额被记录为监管资产或负债，以反映未来从客户那里收回或退款的情况，范围为一至五年。Belco的收入包括一个旨在收回本年度预算资本和运营费用的组成部分。在实际资本和运营支出低于预算金额的情况下，80差额的%可退还给客户，并记录为监管责任。提供但须在不超过一段期间内收取的服务的追溯税率调整24最终订单一经批准，即可累计月数。新不伦瑞克天然气公司过去几年的受监管收入和受监管的服务成本之间的差额也被记录为监管资产，并在26好几年了。Liberty NY Water系统也有类似的追踪器，回收时间从一年到两年不等。
(d)所得税
所得税、监管资产和负债是指可通过为工厂寿命内的递延所得税负债提供资金所需的未来收入收回的所得税，以及以高于当前法定税率收取的递延税额欠客户的金额。
(e)递延资本化成本
递延资本化成本反映了帝国电力系统特定发电设施的递延建造成本和与燃料有关的成本。这些数量将在植物的整个生命周期内得到回收。这笔金额还包括新布伦瑞克天然气公司的资本化运营和维护成本，这些金额正在以#%的速度收回。2.43%的年增长率。
2020年，帝国电气系统根据密苏里州法律选择应用工厂在役会计(“PISA”)监管机制，该机制允许帝国电气系统在密苏里州管辖的基础上，对在选举日期后投入使用且不包括在基本费率中的某些物业、厂房和设备，按适用的加权平均资本成本(“WACC”)递延85%的折旧费用和运输成本。尚未通过税率收回的监管资产余额部分应包括WACC的账面成本，以及适用的联邦、州和地方所得税或消费税。包括在费率基数中的监管资产余额应在费率中通过20-自新费率生效之日起计的年度摊销。该公司确认PISA延期的债务成本为利息支出的减少。当这种延期付款的回收反映在客户费率中时，WACC和债务成本之间的差额将在收入中确认。


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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
(f)养恤金和离职后福利
在养老金和OPEB成本与通过现行费率可收回的成本不同的范围内，这一差额被递延并记录为适用监管机构批准的监管资产或负债，并通过一段时期的利率收回三至八年。此外，AOCI的养老金年度变动和OPEB的帝国电气系统、帝国燃气系统、圣劳伦斯燃气系统和Liberty NY Water系统的年度变动(附注10(A))根据ASC 980重新归入监管账户。余额通过与ASC 712补偿非退休后福利和ASC 715补偿退休福利下的保监处待遇一致的费率收回。作为某些业务收购的一部分，监管机构授权为尚未在定期净成本中确认的养老金和离职后福利金额设立监管资产或负债，并在收购前作为AOCI列报。这些余额通过雇员未来服务年限的差饷(平均为10年)或与ASC 712项下的OCI处理一致，补偿性非退休离职后福利和ASC 715，退休福利在转移到监管资产之前。
(g)环境修复
清理某些前天然气生产设施（附注12（d））的实际支出，按一段时间的费率收回， 七年了并受年度上限限制。
(h)缓解野火和植被管理
监管资产包括批准在公司加州业务跟踪的增量野火责任保险费成本，以及与死树计划相关的实际支出和采用支出之间的差异，以防止未来的森林火灾和一般植被管理。资产在以下期间被追回： 两年.
(i)清洁能源和其他客户计划
清洁能源和客户计划的监管资产包括与处理的太阳能回扣申请和由此产生的回扣相关成本相关的举措。该金额还包括其他能源效率项目。资产一般包括在利率基准内，并在期间内收回， 六至十年.
(j)资产报废债务
资产报废债务按法律规定的不动产、厂场和设备搬迁费用入账。资产报废成本以及持续负债增加及资产折旧开支预期于支出后按利率收回。
(k)债务溢价
所收购债务之债务溢价乃作为加权平均债务成本之一部分予以收回。
(l)移走的费用
向客户收取的费率涵盖预期将来因公用设施报废而产生的成本。监管负债（或资产）跟踪已向客户收取的金额（扣除迄今已产生的成本）。
(m)差饷检讨费用
提出、起诉和辩护费率审查申请的费用称为费率审查费用。这些费用在监管机构批准的费率回收期内资本化并摊销， 一至五年
(n)长期维修合同
如果帝国电气系统的一个发电厂发生的长期维护的实际成本与通过现行费率可收回的成本不同，则该差额一般包括在费率基准中，并在以下期间收回： 五年.
(o)其他监管资产
该公司受管制的公用事业产生了其他杂项费用，如风暴费用、财产税、融资费用和设备费用，这些费用在现有机制下很可能收回。


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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
7.监管事项(续)
(p)其他监管责任
年内，本公司确认监管负债为美元，63,495与帝国电气的额外证券化成本中根据证券化法规不允许的部分有关。
8.长期投资
长期投资包括：
2023年12月31日2022年12月31日
按公允价值列账的长期投资
Atlantica(A)$1,052,703 $1,268,140 
加拿大能源解决方案公司（b）61,064 74,083 
其他1,962 1,984 
$1,115,729 $1,344,207 
其他长期投资
权益法被投资人(C)$456,393 $381,802 
从权益法被投资人那里应收的发展贷款(D)158,110 52,923 
圣安东尼奥供水系统及其他（e）
27,417 27,600 
$641,920 $462,325 
自截至12月31日止年度以来，与长期投资有关的公允价值变动、收入（亏损）及减值开支如下：
Year ended December 31,
20232022
按公允价值列账的投资公允价值亏损
亚特兰蒂卡$(215,437)$(482,774)
Atlantica Year Energy Solutions Canada Inc.(14,684)(16,018)
其他133 (333)
$(229,988)$(499,125)
按公允价值列账的投资的股息和利息收入
亚特兰蒂卡$87,154 $86,664 
Atlantica Year Energy Solutions Canada Inc.16,604 20,443 
其他49 36 
$103,807 $107,143 
其他长期投资
权益法损失(C)$(5,936)$(21,416)
权益法被投资人减值(C)— (75,910)
利息和其他收入7,143 5,923 
$1,207 $(91,403)
与长期投资有关的公允价值变动、收益(亏损)和减值费用$(124,974)$(483,385)


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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
8.长期投资(续)
(a)对Atlantica的投资
自由(AY控股)B.V.(“AY控股”)是由AQN控制和合并的实体，拥有Atlantica可持续基础设施PLC(“Atlantica”)约xim的股份阿特利42% (2022 - 42%)。AQN拥有灵活性，可在一定条件下增加其对大西洋航空的所有权A高达48.5%。截至2023年12月31日，Atlantica股票的总成本为$1,167,444 (2022 - $1,167,444).
本公司已选择ASC 825项下的公允价值选择，金融工具至对其在Atlantica的投资进行会计核算，公允价值变动反映在合并业务报表中。
(b)投资于Agricultica Yield Energy Solutions Canada Inc.
AQN和Agricica拥有Agricica产量能源解决方案加拿大公司。（“AYES Canada”），这是一个渠道共同投资机会的工具，其中Agricica持有大多数投票权。AYES加拿大投资Windlectric Inc.（“Windelectrical”）。投资 AYES Canada于Windlectric呈列为关联方持有的非控股权益，.
AYES加拿大被视为VIE，基于股东的不成比例的投票权和经济利益。AYES Canada被认为是AYES Canada的主要受益者。因此，AQN对AYES Canada的投资被视为权益法投资。根据AYES加拿大股东协议，AQN有权选择交换大约300美元。泰利3,500,000AYES Canada的股份转换为AYES Canada的普通股， 一—以一个为基础，但须符合某些条件。与处理Alcantica股份一致，本公司已根据ASC 825选择公允价值选择权， 金融工具说明其在加拿大AYES的投资，公允价值变动反映在合并经营报表中。
截至2023年12月31日，公司的最大风险敞口， 损失$61,064 (2022 - $74,083），指投资之公平值。
(c)权益法被投资人
可再生能源集团于经营可再生能源设施及在建项目中拥有非控股权益，总账面值为美元。343,712 (2022 - $310,103）.受规管服务集团拥有非控股权益，112,180 (2022 - $56,199）在建输电线路项目及其他非监管经营实体拥有它的公用事业。 自由发展合资公司不受监管的可再生能源、水和其他部门的平台账面价值为美元501（2022年—$15,500)在公司项下报告。
经营实体：本公司在下列经营实体中拥有权益。本公司不被视为主要受益者，因为两个合作伙伴拥有共同控制权，所有关键决定必须一致通过。因此，公司使用EQ来计算其利益视线方法。
经济利益容量
德克萨斯州海岸风能设施51 %861兆瓦
蓝山风力发电设施20 %175兆瓦
红百合风力发电设施75 %26.4兆瓦
VAL-EO风力发电设施50 %24兆瓦
于2021年期间，本公司收购了51%权益 四位于德克萨斯州的风能设施(“德克萨斯海岸风能设施”)，价格为$344,883。所有设施于2021年实现商业运营。于2022年第四季度，本公司的结论是，主要由于设施拥堵带来的持续挑战，德克萨斯海岸风电设施的权益的账面价值并非暂时减值。因此，本公司根据收益法进行公允价值分析，并计入减值费用#美元。75,910将其在德克萨斯海岸风能设施的股权投资的账面价值从282,726至$206,816。在预期产量、基差和由此产生的现货价格、预计运营和资本支出的推动下，收入预测假设的变化将影响估计公允价值。

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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
8.长期投资(续)
(c)权益法被投资人(续)
截至2023年12月31日，公司已发行美元113,630 (2022 - $113,630)在信用证和对能源购买协议下的履约义务和代表德克萨斯海岸风能设施的退役义务的担保中。
发展：根据AQN与Ares Management，LLC的基础设施和电力战略管理的基金之间的协议，Ares于2021年11月成为AQN在其可再生能源、水和其他部门的非监管发展平台的新合作伙伴，双方都贡献了#美元的现金或资产。19,688对于Liberty Development JV Inc.，公司不被视为主要受益者，因为两个合作伙伴拥有共同控制权，所有关键决定必须一致通过。因此，公司使用EQ来计算其利益视线方法。
2023年7月5日，该公司提供了一笔美元35,000向Liberty Development JV Inc.提供的无息贷款。合资企业使用这些资金将股权返还给股东，公司通过这些资金获得了#美元17,500。此外，公司在其应收票据上确认了减值损失#美元。18,911由于其不再期望在该合资企业安排下寻求开发，开发费用不再预期变现。减值计入综合经营报表中的资产减值费用。年终后，于2024年1月4日，公司收购了阿瑞斯50在Liberty Development JV Inc.和Liberty Development Energy Solutions B.V.
建筑：可再生能源集团有50当量%在多个风能和太阳能电力建设项目中拥有权益。AQN与Ares已成立Liberty Construction（US）合资有限责任公司（“Liberty Construction合资公司”），共同建设可再生能源集团旗下的项目。年内，本公司向合营实体提供多个项目。本公司持有可按事先协定价格收购大部分建筑项目剩余权益的选择权。本公司并不被视为主要受益人，原因是合伙人拥有共同控制权，且所有关键决策必须一致。因此， 公司使用EQ来计算其利益视线方法。
权益法投资对象账面值变动如下：
20232022
账面价值，1月1日$381,802 $433,850 
其他投资
91,205 110,441 
应占AQN净亏损(5,936)(21,416)
可归属于AQN的业务处（a）7,693 (67,110)
收到的股息(4,600)(1,183)
减损— (75,910)
其他(13,771)3,130 
账面价值，12月31日$456,393 $381,802 
(a) 其他全面收益指本公司在被投资单位层面的其他全面收益中记录的被投资单位指定为现金流量对冲的能源衍生金融工具的公允价值变动的比例








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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
8.长期投资(续)
(c)权益法被投资人(续)
截至12月31日，AQN权益法被投资人的汇总综合信息如下：
20232022
总资产$3,235,474 $2,740,132 
总负债1,962,1151,507,079
净资产1,273,3591,233,053
AQN在这些实体中的所有权权益388,993332,663
净资产中投资账面金额与基础权益之间的差额(a)
67,40049,139
总账面价值$456,393 $381,802 
(a) 投资账面金额与相关净资产权益之间的差额主要涉及项目在建期间资本化的利息、本公司就投资提供的担保的公允价值、开发费用和交易成本。
截至12月31日的一年，AQN的权益法投资对象的汇总综合信息(以100%的比例表示)如下：
20232022
收入$111,446 $65,025 
净亏损$(3,633)$(31,070)
保监处(a)
$12,026 $(130,729)
归因于AQN的净亏损$(5,936)$(21,416)
可归因于AQN的OCI(a)
$7,693 $(67,110)
(a) 其他全面收益指本公司在被投资单位层面的其他全面收益中记录的被投资单位指定为现金流量对冲的能源衍生金融工具的公允价值变动的比例

除了Liberty Global Energy Solutions B.V.(前身为Abengoa-Alonquin Global Energy Solutions B.V.)自由全球能源解决方案公司(“Liberty Global Energy Solutions”)、自由发展合资公司和所有建设项目都被视为VIE，原因是存在风险的股权水平以及股东不成比例的投票权和经济利益。该公司已承诺与其部分股权投资公司提供贷款和信贷支持。在建设期间，公司同意为股权投资者项目的继续开发和建设提供现金预付款和信贷支持。截至2023年12月31日，本公司已签发信用证和履约担保义务：根据发展机会的履约担保；风力涡轮机或太阳能电池板供应协议；工程、采购和建设协议；互联协议；能源采购协议；可再生能源信贷协议；以及建设贷款协议。截至2023年12月31日记录的所提供支助的公允价值为#美元12,666 (2022 - $8,824).

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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
8.长期投资(续)
(c)权益法被投资人(续)
截至12月31日，AQN VIE的汇总综合信息如下：
20232022
AQN在VIE方面的最大敞口
账面金额$179,728 $122,752 
应收发展贷款(D)158,110 52,923 
代表VIE对债务的间接担保
740,866 436,790 
代表VIE提供的其他间接担保和承诺
303,641 221,433 
$1,382,345 $833,898 
这些承诺按毛额列报，假设VIE的资产没有可收回的价值。代表VIE在上述项目中承诺的大部分金额涉及风力涡轮机或太阳能电池板供应协议以及工程、采购和建设协议。
(d)从股权投资者那里应收的发展贷款
可再生能源集团已承诺向其部分股权投资者提供贷款和信贷支持。在建设期间，公司同意提供现金垫款和信贷支持(以信用证、代管现金、担保或赔偿的形式)，金额为继续开发和建设股权被投资人的项目所需。贷款一般在开发协议签署12周年或商业运营之日到期。
(e)圣安东尼奥供水系统和其他
该公司对圣安东尼奥水务系统的投资没有重大影响。它采用成本法核算，截至2023年12月31日，其入账费用为#美元。25,634 (2022 - $25,634).

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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
9.长期债务
长期债务由以下部分组成：
借用型加权平均票息成熟性面值2023年12月31日2022年12月31日
优先无担保循环信贷安排(A)— 2024-2028不适用$1,624,186 $351,786 
高级无抵押银行信贷融资及延迟提取期融资（b）— 2024-2031不适用786,962 773,643 
商业票据— 2024不适用481,720 407,000 
美元借款
优先无抵押票据（绿色股权单位）1.18 %2026$1,150,000 1,144,897 1,142,814 
优先无抵押票据（c）3.36 %2024-2047$1,415,000 1,406,278 1,496,101 
高级无担保公用事业票据6.30 %2025-2035$137,000 147,589 154,271 
高级担保公用事业债券（d）4.71 %2026-2044$556,199 551,166 554,822 
加元借款
高级无担保票据(E)3.68 %2027-2050C$1,200,000 904,604 882,899 
高级担保项目说明10.21 %2027C$16,848 12,738 15,024 
智利发展基金借款联合会
优先无担保公用事业债券3.90 %2028-2040CLF1,521 70,967 77,206 
$7,131,107 $5,855,566 
次级借款
附属无抵押票据(F)5.25 %2082C$400,000 298,382 291,238 
附属无抵押票据(F)5.21 %2079-2082$1,100,000 1,086,541 1,365,213 
$8,516,030 $7,512,017 
减：当前部分(621,856)(423,274)
$7,894,174 $7,088,743 
短期债务766,886预期将使用长期信贷安排再融资的贷款列作长期债务。
在附属公司层面发行的与特定经营设施有关的长期债务（项目票据或公用事业债券）一般由相关设施作抵押，对本公司并无其他追索权。在子公司层面发行的长期债务，无论是否有抵押品，一般都有一定的财务契约，这些契约必须按季度维持。不遵守该等契诺可能限制特定融资向本公司分派现金╱股息。








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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
9.长期债务（续）
下表载列于二零二三年十二月三十一日可供AQN及其经营集团使用的银行信贷额度：
2023年12月31日2022年12月31日
循环和定期信贷安排$4,562,000 $4,513,300 
从贷款/发行商业票据提取的资金
(2,892,900)(1,532,500)
签发的信用证(469,100)(465,200)
贷款项下可供使用的流动资金1,200,000 2,515,600 
未承诺信用证融资的未支取部分(254,100)(226,900)
手头现金56,142 57,623 
总流动资金和资本储备$1,002,042 $2,346,323 
最近的融资活动：
(a)优先无担保循环信贷安排
公司
于2023年3月31日，本公司的高级无抵押循环信贷额度进行了修订和重列，以增加借款能力，500,000至$1,000,000新的到期日为2028年3月31日。
2023年3月31日，本公司订立新的$75,000未承诺的双边信贷安排。
于2023年6月1日，本公司终止其前$50,000未承诺的双边信贷安排。
受监管服务集团
于2023年10月27日，本公司延长高级无抵押循环信贷融资的到期日，500,000从2024年2月28日到2024年10月25日。
(b)高级无抵押银行信贷融资和延迟提取期融资
于2023年4月25日，受监管服务集团选择终止未提取金额$489,600在其$1,100,000高级无担保辛迪加延迟支取期限安排(受监管服务延迟支取期限)，这笔资金原本打算用于为肯塔基电力的交易提供部分资金。于2023年10月27日，本公司将受监管服务延迟提取定期融资的到期日延长至$610,4002023年11月29日至2024年10月25日。
(c)优先无担保票据
2023年3月13日，该公司偿还了一美元15,000到期的优先无担保票据。
2023年7月31日，公司偿还了一美元75,000到期的优先无担保票据。
在2024年1月12日年终之后，LibErty Utilities Co.完成了1美元的发行500,000本金总额5.5772029年1月31日到期的优先债券(“2029年债券”)；及350,000本金总额5.8692034年1月31日到期的优先债券(“2034年债券”，连同2029年债券，称为“高级债券”)。优先票据为以下公司的无抵押及无附属债务自由党Erty Utilities Co.，与所有自由党S现有和未来无担保和无从属债务，以及对任何现有和未来的优先偿还权自由党公司简介的次级债务。二零二九年票据按发行价定价， 99.9962034年债券按发行价定价， 99.995%的面值。Liberty Utilities Co.使用出售优先票据的所得款项净额偿还债务。






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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
9.长期债务（续）
(d)优先无担保公用事业债券
年底后， 2024年1月30日帝国区电力公司的全资子公司帝国区债券有限责任公司完成了约美元的发行，180,500本金总额为 4.943%到期日为2035年1月1日的证券化公用事业关税债券和美元125,000本金总额5.091%证券化公用事业关税债券，到期日为2039年1月1日，以收回先前发生的与中西部极端天气事件相关的合格异常成本和与阿斯伯里发电厂退役相关的能源过渡成本 附注7所述.
(e)高级无担保公用事业票据
于2023年11月1日，本公司偿还一笔美元。5,000到期的高级无担保公用事业票据。
(f)附属无担保票据
2023年11月6日，公司赎回了所有美元287,500智能交通系统的6.875固定至浮动的次级票据百分比-2018系列-赎回价格相当于100本金的%，连同应计利息和未付利息。
截至2023年12月31日，本公司已累计d $74,493利息支出(2022年-$70,274). 利息支出截至十二月三十一日止的年度包括以下各项:
20232022
长期债务$251,539 $258,084 
商业票据、信贷便利提款及相关费用134,678 46,466 
公允价值调整增值(23,834)(16,547)
资本化利息和以受监管财产资本化的AFUDC(14,679)(10,802)
其他5,952 1,373 
$353,656 $278,574 

在未来五年及以后到期的本金支付如下：
20242025202620272028此后总计
$621,856 $140,241 $1,193,531 $1,280,846 $819,122 $4,481,961 $8,537,557 

10.养恤金和其他离职后福利
该公司为其几乎所有员工提供固定缴款养老金计划。该公司2023年的捐款为#美元。14,521 (2022 - $12,126).
本公司提供界定福利现金结余退休金计划，根据该计划，雇员可按基本工资的某个百分比加上指定利率抵免入账。连同公用事业收购，本公司亦为相关收购业务的合资格雇员承担界定福利退休金、SERP及OPB计划。遗留计划为非供款界定退休金计划，涵盖所收购业务绝大部分雇员。福利是根据每个雇员的服务年数和报酬计算的。本公司永久冻结遗留计划参与者的应计福利。此后，雇员根据公司的现金结余计划累积福利。OPEB计划为符合资格的退休雇员提供医疗保健和人寿保险。资格取决于年龄和服务年限，在大多数情况下，退休人员必须支付其保险费的一部分。




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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
10.养恤金和其他离职后福利（续）
(a)养恤金净额和预算支出
下表列出了截至12月31日公司计划的预计福利责任、计划资产的公允价值和资金状况：
 养老金福利OPEB
 2023202220232022
预计福利债务的变化
预计福利义务，年初$628,135 $765,618 $217,330 $292,646 
从企业合并中承担的预计收益义务— 87,933 — 5,195 
规划定居点
(3,226)(112)— — 
服务成本11,954 16,309 3,253 6,277 
利息成本33,687 24,787 11,510 9,146 
精算损失(收益)20,172 (198,074)(10,913)(82,991)
退休人员的供款— — 2,189 2,220 
图则修订— — — (2,452)
医疗保险D部分 — — 355 367 
已支付的福利(42,801)(68,197)(14,226)(13,078)
外汇(53)(129)— — 
预计福利义务，年终$647,868 $628,135 $209,498 $217,330 
计划资产变动
计划资产的公允价值，年初569,255 648,864 172,167 192,375 
计划在企业合并中收购的资产— 74,532 — 8,577 
计划资产的实际回报率65,272 (109,118)22,620 (30,105)
雇主供款22,326 23,296 10,677 11,811 
规划定居点
(3,226)(112)— — 
退休人员的供款— — 2,189 2,220 
联邦医疗保险D部分补贴收据— — 355 367 
已支付的福利(42,801)(68,197)(14,226)(13,078)
外汇2 (10)— — 
计划资产公允价值，年终$610,828 $569,255 $193,782 $172,167 
资金不足的状况$(37,040)$(58,880)$(15,716)$(45,163)
综合资产负债表中确认的金额包括：
非流动资产(附注11)12,598 12,264 35,879 14,218 
流动负债(1,416)(1,907)(3,164)(3,039)
非流动负债(48,222)(69,237)(48,431)(56,342)
确认净额
$(37,040)$(58,880)$(15,716)$(45,163)
退休金计划和OPB计划的累计福利责任为美元827,559及$815,589分别截至2023年12月31日和2022年12月31日。




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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
10.养恤金和其他离职后福利（续）
(a)养恤金净额和预算支出义务（续）
累积福利责任超过计划资产之退休金及OPB计划之资料：
养老金OPEB
2023202220232022
累积利益义务$425,842 $413,041 $71,089 $198,463 
计划资产的公允价值$393,857 $364,229 $18,793 $139,368 

预计福利义务超过计划资产的养老金和OPEB计划的信息：
养老金OPEB
2023202220232022
预计福利义务$507,612 $489,140 $71,089 $198,463 
计划资产的公允价值$458,497 $417,994 $18,793 $139,368 

(b)养恤金和离职后精算变动
AOCI税前变动养老金OPEB
 精算损失(收益)过去服务损失（收益）精算损失(收益)过去服务损失（收益）
余额，2022年1月1日$15,807 $(4,195)$(15,630)$310 
AOCI的新增功能(47,473)— (41,527)(24)
本期摊销(3,429)1,584 56 (2,476)
因计划结算而摊销15 — — — 
重新分类为监管账户34,409 (752)23,551 — 
平衡，2022年12月31日$(671)$(3,363)$(33,550)$(2,190)
AOCI的新增功能(12,600)— (23,797)853 
本期摊销617 1,491 2,554 — 
确认结算收益235 — — — 
重新分类为监管账户5,517 (755)19,518 — 
平衡，2023年12月31日$(6,902)$(2,627)$(35,275)$(1,337)
Empire Electric System、Empire Gas Systems、St. Lawrence Gas System及Liberty NY Water System的AOCI退休金及营运预算变动已重新分类至监管账户，原因是该等计划的未供资金额可能会获收回费率（附注7（f））。









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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
10.养恤金和其他离职后福利（续）
(c)假设
用于确定2023年和2022年净福利债务的加权平均假设如下：
 养老金和福利OPEB
 2023202220232022
贴现率5.19 %5.48 %5.22 %5.49 %
利息贷记利率(现金余额计划)4.48 %4.50 %不适用不适用
补偿增值率3.60 %3.70 %不适用不适用
医疗费用趋势率
65岁之前7.00 %6.00 %
65岁及以上6.00 %6.00 %
假定最终医疗通货膨胀率4.50 %4.75 %
达到最高利率的年份20342033
2023年12月31日的死亡率假设使用Pri—2012年死亡率表和预计世代规模MP—2021年，调整以反映2021年社会保障管理局对美国计划的中期假设的最终改善率。截至2023年12月31日，百慕大计划的死亡率假设使用了2014年加拿大养老金领取者死亡率表和死亡率改善量表CPM—B。
在选择假设贴现率时，公司使用了一个建模过程，该过程涉及选择高质量公司债券发行（AA或更高）的组合，其现金流（通过息票或到期日）与公司预期未来福利支付的时间和金额相匹配。本公司考虑此建模过程的结果，以及高质量公司债券的整体回报率以及该等回报率随时间的变化，以确定其假设贴现率。
回报率假设乃根据计划所投资之各种资产类别之预测长期市场回报，并按目标资产分配加权计算。
用于厘定二零二三年及二零二二年净效益成本的加权平均假设如下：
 养老金和福利OPEB
 2023202220232022
贴现率5.35 %2.94 %5.49 %3.00 %
预期资产收益率6.38 %6.19 %6.45 %6.48 %
补偿增值率3.99 %3.91 %不适用不适用
医疗费用趋势率
65岁之前6.00 %5.88 %
65岁及以上6.00 %5.88 %
假定最终医疗通货膨胀率4.75 %4.75 %
达到最高利率的年份20332031








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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
10.养恤金和其他离职后福利（续）
(d)效益成本
下表列出了养老金和OPEB计划的净福利成本的组成部分。服务费用作为业务费用的一部分记录，非服务费用作为养恤金和其他离职后非服务费用的一部分记录在合并业务报表中。与收购业务相关的员工福利成本自收购之日起计入合并经营报表。
 养老金福利OPEB
 2023202220232022
服务成本$11,954 $16,309 $3,253 $6,277 
非服务成本
利息成本33,687 24,787 11,510 9,146 
计划资产的预期回报(31,990)(41,226)(9,736)(11,359)
精算损失净额摊销(852)3,452 (3,559)(56)
摊销以前的服务贷项(1,491)(1,584)(853)24 
因计划结算而摊销— (15)— — 
监管账户的摊销16,258 22,952 6,965 4,829 
$15,612 $8,366 $4,327 $2,584 
净效益成本$27,566 $24,675 $7,580 $8,861 
(e)计划资产
该公司对其养老金和离职后计划资产的投资战略是保持多元化的资产组合，主要目标是在到期时满足长期现金需求。
本公司的目标资产配置如下：
资产类别目标（%）范围(%)
股权证券41.6 %
30% - 100%
债务证券48.6 %
20% - 60%
其他9.8 %
0% - 20%
100 %

于2023年12月31日，按资产类别划分的投资公平值如下：
资产类别2023百分比
股权证券$376,158 47 %
债务证券377,272 47 %
其他51,180 6 %
$804,610 100 %
截至2023年12月31日，该计划资产不包括于AQN的任何重大投资。







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10.养恤金和其他离职后福利（续）
(e)计划资产（续）
截至2023年12月31日的所有投资均使用第一级输入值进行估值，但美元除外。26,381机构私募股权投资采用第三级公允价值计量。这些私募股权基金投资于私募股权二级市场和信贷市场。该等基金并非在公开市场交易，并根据基金内的相关证券进行估值。相关证券乃由基金经理采用证券交易所报价、定价服务、取得经纪交易商报价、反映最近财务报告提供之估值，或采用公平市值原则作出真诚估计，按公平值估值。
下表概述该等第三级资产于十二月三十一日的公平值变动：
3级
余额，2023年1月1日$21,904 
将捐款转为基金4,603 
资产回报率2,205 
分配(2,331)
平衡，2023年12月31日$26,381 
(f)现金流
该公司预计将贡献$23,248其养老金计划和美元3,5832024年的离职后福利计划。
未来十年的预期福利付款如下：
202420252026202720282029-2033
养老金计划$48,271 $49,652 $49,389 $50,443 $50,751 $255,465 
OPEB$11,718 $12,303 $12,623 $13,105 $13,487 $71,230 
11.其他资产
其他资产包括：
20232022
受限现金$19,997 $43,562 
养老金和其他计划资产(附注10(A))48,477 26,482 
长期存款和现金抵押品19,336 22,537 
可追回的所得税9,988 7,100 
递延融资成本(A)27,176 28,586 
保险费追回（附注22（a））
66,000 — 
其他(B)31,080 21,596 
$222,054 $149,863 
减：当前部分(23,061)(22,564)
$198,993 $127,299 
(a)递延融资成本
递延融资成本指安排本公司循环信贷融资和公司间贷款的成本，以及与绿色股权单位有关的交易成本部分，这些单位将在发行时记录在普通股中。




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(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
11.其他资产（续）
(b)其他
其他包括预期于达到若干里程碑后转移至公用事业厂的各种递延费用以及预付长期服务合同。
12.其他长期负债
其他长期负债包括以下各项：
20232022
合同调整付款(A)$39,590 $113,876 
资产报废债务(B)115,611 116,584 
援建方面的进展(三)88,135 88,546 
环境补救义务(D)40,772 42,457 
客户存款(E)36,294 34,675 
未摊销投资税收抵免(F)17,255 17,649 
递延信贷和或有对价(G)40,945 39,498 
优先股，C系列(H)— 12,072 
接线费(一)
7,425 32,463 
租赁负债
20,493 21,834 
或有发展支助债务(J)12,666 8,824 
应付关联方票据(K)25,808 25,808 
或有负债(附注22(A))
66,000 — 
其他35,338 41,156 
$546,332 $595,442 
减：当前部分(80,458)(134,212)
$465,874 $461,230 
(a)合同调整款
2021年6月，公司出售了23,000,000绿色股权单位，总收益为#美元1,150,000。绿色股权单位的年度分配总额为7.75%，包括票据的利息(1.18%)和根据购股合同支付的款项(6.57%/年)。合同调整款的现值估计为#美元。222,378并记录在其他负债中。合同调整付款金额在三年制句号。
(b)资产报废债务
新的资产报废义务主要涉及以下法律要求：(I)在土地租约终止时拆除风力发电场设施；(Ii)切断(与分配系统断开)、清洗(清理天然气和多氯联苯(“PCB”)污染物)，并在天然气分配和传输系统内的天然气干线退役或从管道系统拆除部分天然气干线时封顶天然气干线；(Iii)清洁和拆除含有废油和其他废物污染物的储罐；(Iv)拆除某些河流取水构筑物和设备；(V)处理燃煤残渣和多氯联苯污染物；(Vi)在建筑物和设施进行重大翻新或拆卸时清除石棉；及(Vii)停用和修复发电引擎和相关设施。






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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
12.其他长期负债(续)
(b)资产报废债务(续)
资产报废债务的变动情况如下：
20232022
期初余额$116,584 $142,147 
承担的义务1,077 793 
**退休活动(6,902)(27,980)
泥沙堆积4,440 4,589 
*现金流预估的变化412 (2,965)
期末余额$115,611 $116,584 
由于美国公用事业资产的报废成本预计将通过差饷收回，因此相应的监管资产计入负债增加和资产折旧费用(附注7(J))。
(c)援建方面的进展
公司受监管的公用事业公司与在公司的公用事业服务范围内开展业务的房地产开发公司(“开发商”)签订了各种协议，根据这些协议，开发商向公司垫付资金，以帮助为开发项目的部分或全部成本提供资金。
在许多情况下，开发商的预付款可以退还，但退款是无息的。开发商预付款的退款通常在以下期限内进行m 5至40好几年了。未在规定期限内退还的预付款通常不需要偿还。在规定的期限过后，任何剩余的未付余额都将转入建设援助捐款，并记为抵销不动产、厂房和设备费用的数额。2023年，238 (2022 - $1,299)从援建预付款转为援建捐款。
(d)环境补救义务
本公司多家受监管的公用事业公司被指名为潜在责任方，负责补救据称因人造天然气厂(“MGP”)和相关设施的历史运营而处置危险废物的几个地点。本公司目前正在根据向该机构提交的计划调查并在必要时对这些MGP和相关地点进行补救，每个地点都有权。
该公司估计，环境清理活动的剩余未贴现、未升级成本将L是 $46,187 (2022 - $48,346)，折扣率从3.4%至4.3%代表记录的应计项目#40,772截至2023年12月31日(2022年-美元42,457)。大约$25,713预计将在未来三年发生，现金流余额将在以下时间发生27好几年了。
环境补救义务的变化如下：
20232022
期初余额$42,457 $55,224 
*开展补救活动(3,687)(5,243)
泥沙堆积1,616 2,167 
*现金流预估的变化1,395 1,344 
**修订假设(1,009)(11,035)
期末余额$40,772 $42,457 
新英格兰天然气系统和能源北方天然气系统的监管机构规定在一段时间内收回现场调查和补救的实际支出第d个，共七年了因此，截至2023年12月31日，公司已反映监管资产，f $66,779 (2022 - $70,529）的MGP和re（注7（g））.

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
12.其他长期负债(续)
(e)客户存款
客户存款是由于监管机构有义务在某些情况下，当服务有关联时，公司有义务向其设施的客户收取存款。按金可根据贷款监管协议的规定退还。
(f)未摊销投资税收抵免
未摊销投资税项抵免乃就收购Empire Electric System而假设。投资税收抵免与发电站的投资有关。这些贷款将在发电站的使用寿命内摊销。
(g)递延贷项和或有对价
递延信贷及或然代价包括预期将予支付的与过往收购有关的未解决或然代价。
(h)优先股，C系列
在截至2023年12月31日的年度内，100此前发行的AQN C系列优先股， 100St. Leon Wind Energy LP的B类有限合伙单位被赎回，14,515，以及结算损失2,377于综合经营报表内计入其他净亏损（附注19（f））。由于赎回，AQN的C系列优先股概无尚未发行。
(i)连接费
连接费来自向客户收取安装和连接公用事业基础设施的资金。根据设施监管协议的允许，费用可退还。
(j)或有发展支助债务
本公司为股权投资单位的风能、太阳能电力开发项目和基础设施开发项目的持续开发建设提供必要的信贷支持。或有发展支助债务指所提供支助的公允价值（附注8（c））。
(k)应付关联方票据
于二零二一年，本公司一间附属公司向本公司股权投资对象及新市场太阳能项目间接拥有人New Market Solar Investco，LLC进行税务股权投资。在新市场太阳能项目的建设融资融资完成后，若干超额资金已分配予本公司，作为回报，本公司发行了一张金额为美元的承兑票据，25,808支付给New Market Solar Investco，LLC。承兑票据按下列利率计息： 4%，到期日为二零三一年十二月十六日。
13.股东资本
(a)普通股
的普通股数目
20232022
普通股，年初683,614,803 671,960,276 
公开发行— 2,861,709 
股息再投资计划4,370,289 7,676,666 
行使以股份为基础的奖励(C)1,284,532 1,115,398 
可转换债券的转换1,415 754 
普通股，年终689,271,039 683,614,803 



阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
13.股东资本(续)
（a） 普通股（续）
授权
AQN被授权发行无限数量的普通股。公司董事会应当在董事会会议召开的会议上向董事会提出书面意见。 一在普通股持有人会议上的每股表决权；以及在AQUN清算、解散或清盘时，按比例收取AQUN剩余财产和资产，但须受任何优先于普通股的股份权利的限制。
本公司有一项股东供股计划（“供股计划”），于二零二五年届满。根据权利计划， 一本公司每一股已发行股份均发行。除非发生一项或多项特定事件，否则该等权利仍附于股份，不可行使或分开。如果一个人或团体一致行动， 20本公司已发行股份的百分比或以上（除某些例外情况外），该等权利将赋予其持有人（收购人或集团除外）以 50从当时的市场价格上打个折。权利计划所规定的权利并非由任何人作出权利计划所界定的"许可投标"触发。
(i)市场股票计划
2022年8月15日，AQN重新建立了其在市场上的股权计划（“ATM计划”），允许该公司发行最多$500,000(or本公司可酌情决定不时以多伦多证券交易所（"多伦多证券交易所"）、纽约证券交易所（"纽约证券交易所"）或本公司在加拿大或美国的任何其他现有普通股交易市场发行时的现行市价向公众发行普通股。
截至2023年12月31日止年度，本公司并无根据其ATM计划发行任何普通股。ATM计划于2023年12月19日根据其条款终止。
自2019年启动其初始ATM计划以来，该公司已累计发行 36,814,536普通股平均价格为美元15.00每股总收益为$551,086 ($544,295净佣金）。其他有关费用，主要与建立和随后重建ATM方案有关，为2000美元。4,843.
(Ii)股息再投资计划
本公司有一个普通股股东股息再投资计划，当该计划有效时，为居住在加拿大、美国或其他司法管辖区的AQN普通股持有人提供了一个机会，将其普通股支付的现金股息再投资于额外的普通股，根据AQN的选择，无论是在公开市场购买或新发行的国库。自2022年3月3日起，根据该计划购买的普通股以 3%折扣（以前， 5%）按现行市价计算（按计划条款厘定）。自2023年3月16日起，AQN暂停股息再投资计划。自2023年第一季度股息（于2023年4月14日支付予2023年3月31日记录在案的股东）生效，参与股息再投资计划的股东开始收取现金股息。倘本公司选择于日后恢复股息再投资计划，则于暂停时已登记并于恢复时仍登记的股东将自动恢复参与股息再投资计划。
(b)优先股
AQN获授权发行不限数量的优先股，可按一个或多个系列发行，其中载有董事会批准的条款及条件。







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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
13.股东资本(续)
截至2023年及2022年12月31日，本公司已发行及尚未发行的累计利率重置优先股A系列（“A系列股份”）及累计利率重置优先股D系列（“D系列股份”）：

股份数量每股价格账面金额账面金额
A股系列股票
4,800,000 C$25.00C$116,546 $100,463 
D系列股票
4,000,000 C$25.00C$97,259 $83,836 
$184,299 
A系列股份的持有人有权收取季度固定累计优先现金股息（如董事会宣布）。每年的股息，最多，但不包括， 2023年12月31日年度金额为加元1.2905每股该公司的股息率 五年制从2023年12月31日起，包括2028年12月31日在内的期间将是年度金额， C$1.6440 每股A系列股票股息率将于2028年12月31日重置， 五年此后，利率等于当时五年期加拿大政府债券收益率， 2.94%. A轮股可赎回加元，25于二零二三年十二月三十一日，本公司可选择以每股赎回，其后每五年赎回一次。A系列股份的持有人有权在2028年12月31日（或下一个营业日，如果该日不是营业日）以及此后每五年将其股份转换为累计浮动利率优先股，B系列股份，受若干条件限制。
D系列股份持有人有权收取董事会宣派的固定累积优先股息，每年金额为加元。1.2728截至2024年3月31日，但不包括2024年3月31日。D系列股票股息将于2024年3月31日重置， 五年此后，利率相当于当时的五年期加拿大政府债券， 3.28%. D系列股票可按加元赎回25本公司可选择于2024年3月31日（或下一个营业日，如该日并非营业日）及其后每第五年向每股支付。因此，本公司可于二零二四年四月一日赎回D系列股份，惟本公司已选择不行使其赎回权。D系列股份持有人有权于二零二四年三月三十一日（或下一个营业日，如该日并非营业日）及其后每五年将其股份转换为累积浮息优先股，E系列股份，惟须受若干条件规限。
(c)基于股份的薪酬
截至二零二三年十二月三十一日止年度，AQN录得美元11,293 (2022 - $10,920）于股份薪酬开支总额中的比例如下：
20232022
股票期权$1,325 $980 
董事递延股份单位949960
员工购股897562
业绩单位和限制性股票单位8,122 8,418 
基于股份的总薪酬$11,293 $10,920 
补偿开支计入综合经营报表之经营开支。资本化为建筑成本的股份报酬成本部分并不重大。
截至2023年12月31日，与非归属股份奖励相关的未确认薪酬成本总额为美元，23,883预计将在一段时间内予以确认， 1.8好几年了。
(i)股票期权计划
本公司的购股权计划（“该计划”）允许向高级职员、董事、雇员和选定的服务供应商授予购股权。根据本计划可保留供发行的股份总数不得超过 8于授出购股权时已发行股份数目的%。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
13.股东资本(续)
(c)以股份为基础的薪酬（续）
(i)购股权计划（续）
每项购股权所适用的股份数目、购股权价格、届满日期、归属及与每项购股权有关的其他条款及条件须由董事会（或董事会辖下的薪酬委员会（“薪酬委员会”）不时厘定。相关股份之股息不会于归属期内累计。购股权持有人可选择放弃可行使之任何部分已归属购股权，以换取“货币内金额”。根据该计划，“价内金额”指当时股份市价超过购股权价格的差额（如有），在每种情况下，该等“价内金额”由本公司选择以现金或普通股支付。由于本公司预期不会以现金结算该等工具，故该等购股权入账列作股权奖励。
补偿委员会可酌情决定加速授予购股权人当时持有的未归属购股权。在本公司重述其财务业绩的情况下，任何未支付或未行使的购股权可由赔偿委员会根据本公司的追回政策的条款酌情取消。
购股权之估计公平值（包括估计没收之影响）于购股权归属期内以直线法确认为开支，同时确保已确认之补偿成本累计金额至少等于该日奖励归属部分之价值。本公司采用柏力克—舒尔斯期权定价模式厘定授出购股权之公平值。无风险利率乃根据零息加拿大政府债券计算，其年期与购股权于授出日期之预期年期相若。预期波动率是根据本公司普通股的历史波动率估计的。 预期寿命是根据迄今为止的经验得出的。股息收益率乃根据近期就AQN普通股支付的历史股息计算。
在确定授予的股票期权的公允价值时使用了以下假设：
20232022
无风险利率3.4 %1.9 %
预期波动率27 %23 %
预期股息收益率8.6 %4.3 %
预期寿命5.50年份5.50年份
每个期权的加权平均授予日期公允价值$1.04 $2.44 
本年度的购股权活动如下：
数量
奖项		加权
平均值
锻炼
价格		加权
平均值
剩余
合同
期限(年)		集料
固有的
价值
余额，2022年1月1日2,040,528 C$15.45 6.11C$3,145 
授与646,090 19.11 7.22— 
已锻炼(40,074)13.92 5.95103 
被没收(19,764)19.11 — — 
平衡，2022年12月31日2,626,780 C$16.02 5.63C$— 
授与1,368,744 10.76 7.24— 
已锻炼— — — — 
被没收(1,327,799)16.55 — — 
平衡，2023年12月31日2,667,725 C$14.71 5.18C$— 
可行使，2023年12月31日2,621,420 C$17.11 4.50C$— 

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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
13.股东资本(续)
(c)以股份为基础的薪酬（续）
(Ii)员工购股计划
根据公司的ESPP，符合条件的员工可能有一部分收入被扣留用于购买公司的普通股。公司将配合 20第一次雇员缴款额的百分比 五千每位雇员每年缴纳美元， 10雇员缴款额的百分比 五千美元， 一万每年美元。通过本公司匹配部分购买的普通股在一段时间内不符合销售资格， 一年在收购该等股份的购买日期后。根据本公司的选择，普通股可以（i）以平均股价从财政部发行给参与者，或（ii）由独立经纪人通过多伦多证券交易所或纽约证券交易所的设施购买代表参与者购买。根据ESPP，AQN保留供库务发行的普通股总数不得超过 4,000,000普通股。
本公司采用公允价值法计量与本公司出资相关的补偿费用。截至二零二三年十二月三十一日止年度， 752,582普通股(2022年-414,338）根据ESPPP发放给雇员。
(Iii)董事递延股份单位
根据本公司的DSU计划，本公司非雇员董事可选择每年以DSU形式收取其全部或任何部分补偿，以代替现金补偿。董事袍金按季度支付，而于每次支付袍金时，适用金额转换为非执行股份单位。DSU的价值等于公司的普通股之一。股息于DSU账户累计，并根据该日股份市值转换为DSU。董事退休、辞职或以其他方式离开董事会前，DSU不得赎回。该等结算单位规定本公司可选择以现金或普通股结算。由于本公司预期不会以现金结算该等工具，故该等购股权入账列作股权奖励。截至二零二三年十二月三十一日止年度， 181,328DSU（2022— 120,513）已印发， 102,460DSU（2022— 5,176）以换取 50,677从国库发行的普通股，以及 51,783非执行股份单位按其现金价值结算，作为支付与结算奖励有关的预扣税款。截至2023年12月31日， 724,583 (2022 - 645,714）根据董事选择以非执行股份单位的形式延迟其董事袍金的百分比，非执行股份单位尚未完成。根据DSU计划，AQN保留供国库发行的普通股总数不得超过 1,000,000普通股。
(Iv)业绩单位和限制性股票单位
公司为员工提供PSU和RSU计划，作为公司长期激励计划的一部分。每年颁发PSU， 三年制重复的性能周期。PSU在最后一段时间内归属。 三年制周期，并根据既定的性能标准计算。结束时 三年制业绩期间，发行的普通股数量可以从 2.5%至237占授予PSU数量的%。受限制股份单位归属条件及日期因授出而异，并于每份授出函中概述。RSU不受性能标准的限制。于归属期内累计之股息乃根据股份于该日之市值转换为受限制股份单位及受限制股份单位，并于宣派股息时计入权益。概无PSU或RSU拥有表决权。于业绩期末未归属之任何PSU或受限制股份单位将到期。受限制股份单位及受限制股份单位规定本公司可选择以现金或普通股结算。由于本公司预期不会以现金结算该等工具，故该等单位入账列作股权奖励。根据PSU和RSU计划，AQN保留供国库发行的普通股总数不得超过 7,000,000普通股。
与电源供应单位相关的补偿费用在执行期间按比例确认。于综合结算日估计是否达到表现标准。已确认之补偿成本经调整以反映迄今估计之业绩状况。

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(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
13.股东资本(续)
(c)以股份为基础的薪酬（续）
(Iv)业绩和限制性股票单位(续)
以下是PSU和RSU的摘要：
获奖数量加权
平均值
授予日期
公允价值		加权
平均值
剩余
合同
期限：年(年)		集料
固有的
价值
余额，2022年1月1日2,443,672 C$18.07 1.72C$44,646 
批准，包括股息1,090,457 17.992.0017,524 
已锻炼(1,221,620)12.62—23,636 
被没收(202,799)18.94—418 
平衡，2022年12月31日2,109,710 C$18.38 1.76C$18,608 
批准，包括股息2,841,967 10.98 2.0225,329 
已锻炼(922,883)18.73 —10,125 
被没收(451,047)15.07 —3,771 
平衡，2023年12月31日3,577,747 C$18.38 1.76C$29,910 
可行使，2023年12月31日597,363 C$19.98 0.22C$4,994 
(v)奖金延期RSU
合资格雇员可选择以受限制股份单位收取部分或全部年度花红，以代替现金。该等受限制股份单位以股份结算，因此该等受限制股份单位入账列作股权奖励。授予的受限制单位为 100因此，与该等受限制股份单位相关的补偿开支于发行时即时确认。
截至二零二三年十二月三十一日止年度， 77,981 (2022 - 55,445）授予本公司雇员之花红递延受限制股份单位。此外，本公司解决了 69,115 (2022 - 178,368）奖金延期RSU以换取， 31,455 (2022 - 82,886）从国库发行的普通股，以及 37,660 (2022- 95,482（（受限制股份单位）按其现金价值结算，作为与结算受限制股份单位有关的税款预扣税付款。截至2023年12月31日， 167,352 (2022 - 158,486)奖金延期RSU是突出的。

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(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
14.累计其他综合收益(亏损)
    AOCI由以下扣除税后的余额组成：
外币累计折算现金流套期保值未实现收益养恤金和离职后精算变动总计
余额，2022年1月1日$(76,615)$(3,514)$8,452 $(71,677)
其他全面收益(亏损)(18,013)(128,838)23,722 (123,129)
从AOCI重新分类到综合业务报表的金额(5,489)34,543 4,039 33,093 
本期净额保险$(23,502)$(94,295)$27,761 $(90,036)
可归于非控股权益的保监处1,650 — — 1,650 
AQN股东应占本期净额保单$(21,852)$(94,295)$27,761 $(88,386)
平衡，2022年12月31日$(98,467)$(97,809)$36,213 $(160,063)
其他全面收益(亏损)(3,788)57,351 8,395 61,958 
从AOCI重新分类到综合业务报表的金额(1,598)2,136 (3,702)(3,164)
本期净额保险$(5,386)$59,487 $4,693 $58,794 
可归于非控股权益的保监处(1,017)— — (1,017)
AQN股东应占本期净额保单$(6,403)$59,487 $4,693 $57,777 
平衡，2023年12月31日$(104,870)$(38,322)$40,906 $(102,286)
AOCI为外币累计换算重新分类的金额影响利息支出和派生收益(亏损)；现金流对冲的未实现收益(亏损)影响非监管能源销售收入、利息支出和派生收益(亏损)，而养老金和离职后精算变化影响养老金和离职后非服务成本。
15.分红
本公司的所有股息均由董事会酌情决定。该公司以美元宣布和支付其普通股的股息。宣布的股息如下：
20232022
分红每股股息分红每股股息
普通股$301,771 $0.4340 $486,043 $0.7130 
A股系列股票
C$6,194 C$1.2905 C$6,194 C$1.2905 
D系列股票
C$5,091 C$1.2728 C$5,091 C$1.2728 




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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
16.关联方交易
(a)权益法投资
该公司为其权益法被投资人提供行政和开发服务，并报销所发生的费用。为此，在2023年期间，该公司向其权益法被投资人收取了#美元34,733 (2022 - $38,215)行政事务和$37,802 (2022 - $25,645)用于开发服务。此外，Liberty Development JV Inc.(附注8(C))是本公司的一家以股权方式投资的合资企业，由Ares Management的基础设施和电力战略有限责任公司管理的资金为其非监管开发平台提供开发服务，为本公司提供特定项目的开发服务，并在达到某些里程碑时赚取开发费。年内，向本公司收取的发展费用为$27,933 (2022 - $12,628).
年终后，于2024年1月4日，公司收购了阿瑞斯50在Liberty Development JV Inc.和Liberty Development Energy Solutions B.V.
附注8(C)说明了权益法投资的投资和购置情况。
(b)关联方持有的非控制性权益和可赎回的非控制性权益
关联方持有的非控股权益及可赎回非控股权益载于附注17(C)。
(C)与Atlantica进行更多交易
2023年12月28日，公司的全资子公司西班牙自由发展公司签订了一项协议，将出售其100在Liberty Jimena，S.L.和Liberty Caparacena，S.L.及其80将Liberty Infrastructure turas，S.L.的%股权以象征性金额出售给Atlantica。因此，该公司记录了减值损失#美元。1,481，计入综合经营报表中的资产减值费用。这笔交易于2024年1月23日完成。
上述关联方交易已按交易各方约定的汇兑金额入账。
17.非控制性权益和可赎回非控制性权益
截至12月31日的年度的非控股权益应占净额包括：
20232022
HLBV及其他调整可归因于：
非控股权益--税务股权合伙单位$114,141 $108,695 
非控股权益--可赎回的税务股权合伙单位1,324 6,298 
可归因于以下方面的其他净收益：
非控制性权益(27,564)(3,670)
$87,901 $111,323 
关联方持有的可赎回的非控股权益(25,922)(15,157)
非控制性权益的净效果
$61,979 $96,166 
本公司美国风力发电和太阳能发电设施的非控股税务股权投资者（“税务股权合伙单位”）有权根据合同协议获得收益、税务属性和现金流的分配。应占该等附属公司之非控股权益持有人应占盈利（亏损）乃按下文所述之HLBV会计法计算。注1（s）。







阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
17.非控股权益及可赎回非控股权益。
非控制性权益
非控股权益—税务股权合伙单位（a）其他非控股权益（b）关连人士持有之非控股权益（c）
202320222023202220232022
期初余额$1,225,608 $1,377,117 $333,362 $64,807 $57,822 $81,158 
归属于NCI的净收益（亏损）
(114,141)(108,695)27,564 3,670 — — 
收到的捐款，净额107,933 6,182 — 267,515 — — 
宣布的股息和分配(22,743)(36,736)(14,497)(3,350)(17,082)(20,978)
回购非控制性权益— (12,249)— — — — 
保监处63 (11)909 720 45 (2,358)
期末余额$1,196,720 $1,225,608 $347,338 $333,362 $40,785 $57,822 
(一)出售非控股权益--税务股权合伙单位
本公司于年内取得Deerfield II风电设施的控制权(附注3)。收购后，第三方税务股权投资者出资美元98,955以换取实体中的A类合伙单位。此外，公司还收到了#美元。9,084 (2022 - $6,182)年内与其他项目有关的以生产为基础的现金捐助。
(B)收购其他非控股权益
2022年12月29日，公司S老A49%的非控股权益三在美国运营的风力设施总计 551装机容量：明尼苏达州的奥德尔风力发电设施、密歇根州的迪尔菲尔德风力发电设施和伊利诺伊州的糖溪风力设施。美元的对价277,500被记录为非控股权益的增加，但#美元的部分除外5,000，在满足某些条件的情况下可予以退款，因此被记录为可赎回的非控股权益。
(三)持有关联方持有的非控股权益
2021年11月，Liberty Development合资公司投资爱德$39,376 iN阿尔冈昆(AY Holdco)B.V.，本公司的合并子公司。2019年5月，AYES加拿大公司以#美元收购了本公司一家合并子公司的权益96,752 (C$130,103）（附注8（b））。AYES Canada和Liberty Development JV Inc.呈列为关连人士持有的非控股权益，派对。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
17.非控股权益及可赎回非控股权益。
可赎回的非控股权益
于附属公司之非控股权益倘发生并非完全由AQN控制之不确定事件时可赎回，则于综合资产负债表分类为临时权益。倘可能赎回或目前可赎回，本公司按其赎回价值记录该等工具。于二零二三年十二月三十一日，赎回被视为不大可能。
Liberty Global Energy Solutions（附注8（c））为本公司的股权投资对象，拥有金额为美元的有抵押信贷融资。306,500之前到期日为2024年1月26日。年结后，于2024年1月8日，有抵押信贷融资获重续，到期日为2024年9月30日。其以AY Holdings持有的AYTica普通股作抵押。如果净债务（如信贷协议中的定义）等于或超过， 50该等股份市值的%，在此情况下，放款人将有权出售股份，以消除抵押品短缺。Liberty Global Energy Solutions有抵押信贷融资须按要求偿还，倘AY Holdings不再为上市公司，或倘若干其他事件宣布或完成，可能限制AY Holdings出售或转让其AY Limited普通股的能力。Liberty Global Energy Solutions拥有AY Holdings的优先股所有权，AQN反映为关联方持有的可赎回非控股权益。
由于附注8（c）所述的后续事项，关联方持有的可赎回非控股权益将于二零二四年重新分类为长期债务。
可赎回非控股权益之变动如下：
关联方持有的可赎回非控股权益可赎回的非控股权益
2023202220232022
期初余额$307,856 $306,537 $11,520 $12,989 
归属于NCI的净收益（亏损）
25,922 15,157 (1,324)(6,298)
捐款，扣除费用后的净额— — — 5,000 
宣布的股息和分配(25,428)(13,838)(183)(171)
期末余额$308,350 $307,856 $10,013 $11,520 
18.所得税
综合经营报表中所得税拨备指的实际税率不同于加拿大颁布的法定税率， 26.5% (2022 - 26.5%). 差异如下：
20232022
按加拿大法定税率计算的预期所得税回收额
$(31,696)$(97,962)
因以下原因而增加(减少)：
税率差异对外国管辖区内外交易的影响以及税率的变化(46,628)(55,315)
按公允价值列账的投资调整16,128 51,314 
非控股权益占收入份额24,677 30,025 
更改估值免税额10,786 41,702 
与收购相关的状态递延税金调整— 5,998 
出售可再生资产的资本收益率差异 — (7,340)
税收抵免(54,788)(18,440)
超额递延所得税的摊销和清缴(12,785)(14,855)
记录为监管资产的监管收入的递延所得税(878)(1,986)
其他永久性差异5,341 4,591 
其他3,543 755 
所得税追回$(86,300)$(61,513)

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
18.所得税(续)
于2023年12月27日，百慕大政府颁布《百慕大企业所得税法案2023》，规定企业所得税税率为15%，自2025年1月1日开始的财政年度生效。百慕大2023年企业所得税法包括各种可能影响递延税项确认的过渡调整，因此被视为包括2023年12月颁布日期在内的期间内初步计量的一部分。于2023年12月31日，无需确认递延税项。
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，除所得税前盈利（亏损）包括以下各项：
20232022
加拿大(1)
$(259,141)$(363,050)
美国102,469 (37,322)
其他地区37,067 30,704 
$(119,605)$(369,668)
(1) 包括按公允价值结转的投资的公允价值收益(亏损)(附注8)

收入（亏损）应占所得税开支（收回）包括：
当前延期总计
截至2023年12月31日的年度
加拿大$4,352 $(59,488)$(55,136)
美国(14,820)(23,099)(37,919)
其他地区728 6,027 6,755 
$(9,740)$(76,560)$(86,300)
截至2022年12月31日的年度
加拿大$4,184 $(74,595)$(70,411)
美国1,579 6,183 7,762 
其他地区2,080 (944)1,136 
$7,843 $(69,356)$(61,513)


阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
18.所得税(续)
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，产生大量递延税项资产和递延税项负债的合并财务报表的资产和负债额与各自税基之间的临时差异对税收的影响如下：
20232022
递延税项资产：
非资本损失、投资税收抵免、目前不可抵扣的利息支出和融资成本$1,030,801 $878,000 
养老金和OPEB7,370 16,845 
环境义务11,692 12,118 
监管责任180,371 156,285 
其他72,109 61,917 
递延所得税资产总额$1,302,343 $1,125,165 
减去：估值免税额(97,344)(107,583)
递延税项资产总额$1,204,999 $1,017,582 
递延税项负债：
财产、厂房和设备$883,447 $846,331 
外基差364,511 315,581 
监管账户317,820 303,059 
其他59,640 33,834 
递延税项负债总额$1,625,418 $1,498,805 
递延税项净负债$(420,419)$(481,223)
综合资产负债表分类：
递延税项资产$158,483 $84,416 
*递延纳税义务(578,902)(565,639)
递延税项净负债$(420,419)$(481,223)
截至2023年12月31日，递延税项资产的估值拨备为美元，97,344 (2022 - $107,583）.估值拨备主要与管理层判断可再生能源集团不太可能变现之经营亏损有关。
可再生能源集团的美国实体于2023年12月31日继续处于整体递延税项资产状况。于评估可再生能源集团之美国递延税项资产之过程中，管理层得出结论（与二零二二年相似），认为可再生能源集团之美国业务不大可能产生足够应课税收入以变现该集团之递延税项资产之利益（若干可转让税项抵免除外）。管理层的结论是基于适用于可再生能源集团的所有可用正面和负面证据的平衡。. 倘结转期间之未来应课税收入估计减少或增加，或倘不再存在以累计亏损形式存在之客观负面证据，且额外权重（如管理层对增长之预测），则视为可变现之递延税项资产金额可予调整。
该公司与加拿大属性相关的整体递延税项资产头寸从美元增加，83,434至$151,759截至2023年12月31日止年度，主要由于加拿大实体应占的持续利息和融资费用以及本公司在Agricica的投资价值减少。于2023年12月31日，认为未来将有足够应课税收入以变现该等递延税项资产的可能性较大。该公司考虑了所有的证据，无论是正面的还是负面的，包括宣布出售可再生能源业务，税务规划策略的可用性，以及加拿大净经营亏损的结转期进行评估。本公司将于各结算日继续监察此状况。


阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
18.所得税(续)
下表列示递延税项估值拨备的年度变动：
20232022
期初余额$107,583 $27,471 
计入所得税费用
10,786 41,702 
向保监处收取(扣减)费用(16,696)40,613 
对其他账户的减记(4,329)(2,203)
期末余额$97,344 $107,583 
截至2023年12月31日，公司拥有结转的非资本损失和可用于减少未来年度应纳税所得额的税收抵免，其到期日期如下：

非资本损失结转和贷项2024—20282029+总计
加拿大$3,339 $913,781 $917,120 
我们8,441 1,897,609 1,906,050 
结转的非资本损失合计$11,780 $2,811,390 $2,823,170 
税收抵免$3,359 $200,772 $204,131 
该公司已为其某些子公司的分配收益的估计税收成本准备了递延所得税。递延所得税没有按大约ly $908,449由于本公司已得出结论认为，该等收益可无限期再投资，不应产生额外的税务负担，故若干外国附属公司的未分配收益不会产生额外的税务负担。确定与汇出这种未分配收入有关的未确认税款的数额是不切实际的。
19.其他净亏损
其他净亏损包括：
20232022
与购置和过渡有关的成本$— $6,834 
肯塔基州终止费(A)
46,527 10,608 
与收购有关的和解付款(B)
(11,983)— 
证券化核销(C)
63,495 — 
可再生能源企业销售成本(D)12,506 — 
赎回长期票据的损失(E)
8,532 — 
其他(F)
13,812 3,949 
$132,889 $21,391 
(a)肯塔基州的终止费
与终止肯塔基电力交易有关的损失包括#美元。38,795用于核销主要与实施企业软件解决方案有关的资本化成本。剩余金额涉及交易费用、遣散费和其他终止费用。2022年，该公司产生了$10,608在对肯塔基电力交易的预期中。
(b)与收购相关的和解付款
年内，本公司收到$12,814作为与苏拉里斯收购有关的与收购有关的和解付款。该公司还产生了#美元的法律费用。831与这项和解有关。



阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
19.其他净亏损(续)
(c)证券化核销
年内，本公司已撇销$63,495关于根据证券化法规(附注7(A))不允许的帝国电气的额外证券化成本部分。
(d)可再生能源企业销售成本
该公司宣布，它正在寻求出售其可再生能源业务。公司承担的费用为美元12,506与2023年的这一进程有关。
(e)长期票据赎回损失
于二零二三年第四季度，本公司赎回后偿无抵押长期票据（附注9（f）），并产生赎回亏损8,532.
(f)其他
年内其他亏损主要包括诉讼事宜拨备、行政人员遣散费、C系列优先股赎回亏损及其他杂项撇销。
20.每股基本及摊薄净收益（亏损）
每股基本及摊薄盈利（亏损）乃根据本公司普通股股东应占盈利净额及已发行普通股及红利递延受限制股份单位之加权平均数计算。每股摊薄净盈利乃使用普通股、根据股息再投资计划于年底后发行的额外股份、年内尚未发行的PSU、受限制股份单位及DSU的加权平均数计算，如具摊薄效应，与可换股债券有关或因应用库存股法于尚未行使购股权及绿色股权单位而产生的潜在增量普通股（附注9（c））。
计算每股基本及摊薄盈利（亏损）所用净盈利（亏损）与加权平均股份对账如下：
20232022
AQN股东应占净收益(亏损)$28,674 $(211,989)
优先股，A系列股息4,586 4,786 
优先股，D系列股息3,770 3,934 
AQN普通股股东应占净收益(亏损)--基本和摊薄$20,318 $(220,709)
加权平均股数
基本信息688,738,717 677,862,207 
稀释证券的影响2,024,509 — 
稀释690,763,226 677,862,207 
此计算摊薄股份不包括绿色股权单位的潜在影响， 5,699,593根据本公司截至2023年12月31日止年度的未发行证券可能成为可发行的潜在增量股份，因为其具有反摊薄作用。截至2022年12月31日止年度的摊薄股份计算不包括根据本公司尚未发行证券而可能发行的所有潜在增量股份，因为其具有反摊薄作用。




阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
21.分段信息
本公司管理如下： 二主要业务单位包括监管服务集团和可再生能源集团。的 二业务单位作为 二公司的分部。
受监管服务集团是该公司受监管的运营单位，在美国、加拿大、百慕大和智利拥有并经营电力、配水和废水收集以及天然气公用事业系统和输电业务的组合；可再生能源集团，该公司的非监管运营单位，拥有和运营，或有投资，可再生能源和热能发电资产的多元化组合。
为评估业务单位的表现，本公司将金融工具的任何收益或亏损的已变现部分分配至特定业务单位。来自Agricultica及AYES Canada的股息收入计入可再生能源集团的营运，而来自SAWS的利息收入计入受监管服务集团的营运。权益法收益及亏损乃根据被投资方之业务性质计入受规管服务集团或可再生能源集团之营运。按公允价值列账的投资的价值变动以及未指定为套期关系的衍生工具的任何收益或亏损的未实现部分，在管理层评估分部业绩时不考虑，因此在公司项下分配和报告。

 
截至2023年12月31日的年度
 受监管服务集团可再生能源集团公司总计
收入(1)(2)
$2,315,722 $296,314 $— $2,612,036 
其他收入51,137 33,395 1,447 85,979 
购买的燃料、电力和水716,446 19,499 — 735,945 
净收入1,650,413 310,210 1,447 1,962,070 
运营费用786,608 119,013 1,364 906,985 
行政费用46,386 36,554 7,419 90,359 
折旧及摊销346,188 119,576 1,232 466,996 
资产减值准备
— 23,492 — 23,492 
汇兑损失— — 8,359 8,359 
营业收入(亏损)471,231 11,575 (16,927)465,879 
利息支出(160,998)(61,261)(131,397)(353,656)
长期投资的收益(亏损)44,953 102,188 (230,705)(83,564)
其他费用(121,146)(4,002)(23,116)(148,264)
所得税前收益(亏损)$234,040 $48,500 $(402,145)$(119,605)
财产、厂房和设备$8,945,637 $3,539,069 $32,744 $12,517,450 
按公允价值列账的投资1,962 1,113,767 — 1,115,729 
权益法被投资人112,180 343,712 501 456,393 
总资产12,658,955 5,367,011 347,995 18,373,961 
资本支出$816,788 $209,383 $— $1,026,171 
(1) 可再生能源集团收入包括美元5,695与截至2023年12月31日的年度能源衍生品合同和可用性信用的净套期保值收益相关，这些收益不代表从与客户的合同中确认的收入。
(2) 受监管的服务集团收入包括美元32,839与截至2023年12月31日止年度的替代收入计划有关，这些计划并不代表从客户合同中确认的收入。

阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
21.分段信息(续)
 
截至2022年12月31日的年度
 受监管服务集团可再生能源集团公司总计
收入(1)(2)
$2,330,039 $350,797 $— $2,680,836 
其他收入54,229 28,447 1,501 84,177 
购买的燃料和电力824,670 41,684 — 866,354 
净收入1,559,598 337,560 1,501 1,898,659 
运营费用736,515 114,463 511 851,489 
行政费用46,484 26,424 7,324 80,232 
折旧及摊销317,300 137,203 1,017 455,520 
资产减值准备
— 159,568 — 159,568 
汇兑损失— — 13,833 13,833 
459,299 (100,098)(21,184)338,017 
出售可再生资产的收益— 64,028 — 64,028 
营业收入(亏损)459,299 (36,070)(21,184)402,045 
利息支出(113,482)(64,285)(100,807)(278,574)
长期投资的收益(亏损)21,884 15,254 (502,344)(465,206)
其他费用(14,765)(570)(12,598)(27,933)
所得税前收益(亏损)$352,936 $(85,671)$(636,933)$(369,668)
财产、厂房和设备$8,554,938 $3,360,687 $29,260 $11,944,885 
按公允价值列账的投资1,984 1,342,223 — 1,344,207 
权益法被投资人56,199 310,103 15,500 381,802 
总资产12,109,575 5,251,933 266,105 17,627,613 
资本支出$908,676 $180,348 $— $1,089,024 
(1) 可再生能源集团收入包括美元63,717与截至2022年12月31日止年度能源衍生合约对冲亏损净额有关，该等亏损并不代表确认自客户合约之收益。
(2) 受监管的服务集团收入包括美元21,640与截至2022年12月31日止年度的替代收入计划有关，这些计划并不代表从客户合同中确认的收入。
大部分不受管制的能源销售来自与大型公用事业公司的合同。该公司已寻求通过向北美各地的大型公用事业公司出售能源来降低其信贷风险。没有一家公用事业公司贡献超过总收入的10%。










阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
21.分段信息(续)
AQN在美国、加拿大和其他地区的独立电力和公用事业行业开展业务。 按地理区域分列的业务情况如下：
20232022
收入
美国$2,169,239 $2,232,817 
加拿大162,740 175,005 
其他地区366,036 357,191 
$2,698,015 $2,765,013 
财产、厂房和设备
美国$10,826,738 $10,351,736 
加拿大924,389 848,560 
其他地区766,323 744,589 
$12,517,450 $11,944,885 
无形资产
美国$18,666 $18,818 
加拿大18,111 19,038 
其他地区57,161 58,827 
$93,938 $96,683 
收益乃根据相关发电及公用设施所在地归属于地区。

22.承付款和或有事项
(a)或有事件
AQN及其附属公司涉及因其日常业务过程及进行而产生的多项索偿及诉讼。虽然该等事项无法确定预测，但管理层认为AQN所面对的该等诉讼风险对该等综合财务报表并无重大影响。与该等项目有关的任何或然事项的应计费用于得出结论认为有可能发生且相关负债可予估计时计入综合财务报表。
山景城火灾
2020年11月17日，Liberty Utilities（CalPeco Electric）LLC（“Liberty CalPeco”）的领地发生了一场现称为山景火灾的野火。火灾原因仍在调查中，CAL FIRE尚未发布最终报告。目前有 21积极的诉讼，命名公司的某些子公司为被告与山景城火灾，以及 一美国农业部提出的非诉讼索赔要求，要求补偿所谓的灭火费用。 十四诉讼是由个人原告团体提出的，声称诉讼的原因包括疏忽，反向谴责，滋扰，侵入，和违反加州酒吧。util.第2106号和第13007号健康与安全法规（一其中14诉讼也指称个人的非正常死亡，以及代表保险公司提出的各种代位求偿）。2024年3月6日，洛杉矶县高等法院开始审判， 四只适用于反向谴责责任的先行者。如果本公司的附属公司在该等案件中被发现负有责任，则在本次审判中不会裁定损害赔偿金（如有）。在另一起诉讼中，莫诺县、羚羊谷消防区和布里奇波特印第安殖民地声称有类似的诉讼原因，并要求赔偿灭火费用、执法费用、财产和基础设施损失以及其他费用。在 六在其他诉讼中，保险公司声称反向谴责和疏忽，并要求收回已支付和将支付给其受保人的金额。这些诉讼的成功可能性尚不确定。


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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
22.承付款和或有事项（续）
(a)或有事件(续)
2023年，Liberty CalPeco累计估计损失为美元66,000与山景城火灾有关的索赔，Liberty CalPeco记录了预计从保险中恢复的赔偿额为美元，66,000.由此产生的收益扣除净额为零美元。损失估计数可能会随着获得更多资料而有所变动。实际亏损金额可能高于或低于该等估计。虽然本公司可能产生超过应计金额的重大亏损，但本公司无法估计可能产生的合理亏损范围的上限。该公司有野火责任保险，预计将适用最多适用的政策限额。
(b)承付款
除了与发展项目有关的承付款外， 附注8截至2023年12月31日，以下重大承诺存在。
AQN对电力采购、天然气供应及服务协议、服务协议、资本项目承诺、土地地役权及其他承诺有未履行的采购承诺。
下文详细列出根据这些安排未来承付款的估计数：
第1年第2年第三年第四年第五年此后总计
购电（1）$55,312 $33,869 $12,274 $12,520 $12,768 $129,818 $256,561 
天然气供应和服务协定（2）121,188 71,949 42,643 33,215 30,803 154,757 454,555 
服务协议73,687 61,889 56,591 53,140 52,898 259,510 557,715 
基本工程项目5,598 — — — — — 5,598 
土地地役权和其他16,437 15,057 15,269 15,425 15,639 536,129 613,956 
总计$272,222 $182,764 $126,777 $114,300 $112,108 $1,080,214 $1,888,385 
（1） 电力购买：AQN的配电设施承诺购买实际电力量以满足负载服务需求。上表所列承诺金额乃根据截至2023年12月31日的市价计算。然而，购电单位成本调整的影响通过购电费率调整机制得到缓解。
(2)    天然气供应和服务协议：AQN的天然气分配设施和热电厂承诺根据合同购买实际数量的天然气，以满足负载服务要求和发电。














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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
23.非现金经营项目
非现金经营项目的变动包括以下各项：
20232022
应收账款$3,863 $(124,631)
储存中的燃料和天然气46,368 (21,140)
用品和消耗品库存(48,539)(24,088)
可追回的所得税(2,889)549 
预付费用(13,218)(4,269)
应付帐款23,847 24,395 
应计负债(488)127,076 
当期所得税负债1,096 (2,741)
资产报废和环境债务(1,015)(22,342)
监管资产和负债净额(95,361)(174,427)
$(86,336)$(221,618)

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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具
(a)金融工具的公允价值
2023年12月31日携带
金额		公平
价值		1级二级3级
按公允价值列账的长期投资$1,115,729 $1,115,729 $1,054,665 $— $61,064 
发展贷款和其他应收款158,110 155,735 — 155,735 — 
衍生工具：
被指定为对冲的利率掉期72,936 72,936 — 72,936 — 
利率上限不被指定为对冲1,854 1,854 — 1,854 — 
拥堵收益权未被指定为现金流对冲8,458 8,458 — — 8,458 
总衍生工具83,248 83,248 — 74,790 8,458 
金融资产总额$1,357,087 $1,354,712 $1,054,665 $230,525 $69,522 
长期债务$8,516,030 $7,423,318 $2,532,608 $4,890,710 $— 
应付关联方票据25,808 15,320 — 15,320 — 
可转换债券230 276 276 — — 
衍生工具：
被指定为现金流对冲的能源合约68,070 68,070 — — 68,070 
未被指定为现金流对冲的能源合约5,593 5,593 — — 5,593 
被指定为净投资对冲的交叉货币互换10,533 10,533 — 10,533 — 
指定为套期保值的货币远期合约6,779 6,779 — 6,779 — 
被指定为对冲的利率掉期11,790 11,790 — 11,790 — 
被指定为现金流对冲的交叉货币互换5,547 5,547 — 5,547 — 
受管制业务的商品合同2,564 2,564 — 2,564 — 
总衍生工具110,876 110,876 — 37,213 73,663 
财务负债总额$8,652,944 $7,549,790 $2,532,884 $4,943,243 $73,663 




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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(a)金融工具公允价值(续)
2022年12月31日携带
金额		公平
价值		1级二级3级
按公允价值列账的长期投资$1,344,207 $1,344,221 $1,270,138 $— $74,083 
发展贷款和其他应收款53,680 50,300 — 50,300 — 
衍生工具：
未被指定为现金流对冲的能源合约393 393 — — 393 
被指定为对冲的利率掉期69,188 69,188 — 69,188 — 
未指定为套期保值的货币远期合约2,659 2,659 — 2,659 — 
拥挤收入
未指定为
现金流量对冲
10,110 10,110 — — 10,110 
被指定为净投资对冲的交叉货币互换1,267 1,267 — 1,267 — 
受管制业务的商品合同283 283 — 283 — 
总衍生工具83,900 83,900 — 73,397 10,503 
金融资产总额$1,481,787 $1,478,421 $1,270,138 $123,697 $84,586 
长期债务$7,512,017 $6,699,031 $2,623,628 $4,075,403 $— 
应付关联方票据25,808 15,180 — 15,180 — 
可转换债券245 276 276 — — 
优先股，C系列12,072 11,675 — 11,675 — 
衍生工具：
被指定为现金流对冲的能源合约120,284 120,284 — — 120,284 
未被指定为现金流对冲的能源合约8,617 8,617 — — 8,617 
被指定为净投资对冲的交叉货币互换24,371 24,371 — 24,371 — 
指定为现金流对冲的跨货币互换15,435 15,435 — 15,435 — 
受管制业务的商品合同1,614 1,614 — 1,614 — 
总衍生工具170,321 170,321 — 41,420 128,901 
财务负债总额$7,720,463 $6,896,483 $2,623,904 $4,143,678 $128,901 
本公司已厘定其短期金融资产及负债之账面值与截至二零一九年十二月三十一日之公平值相若。 2023年12月31日和2022 due.这些工具的短期到期日。

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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(a)金融工具公允价值(续)
投资之公平值（第一级）乃按纳斯达克证券交易所之收市价计量。
发展贷款及其他应收款项（第二级）之公平值乃采用贴现现金流量法厘定，并采用管理层厘定之估计信贷风险调整类似工具之估计现行市场利率。
本公司的第一级长期债务公允价值按纽约证券交易所收盘价和加拿大场外交易收盘价计量。本公司按固定利率计算的长期债务和应付关联方票据的第二级公允价值采用现金流量贴现法和现行利率确定。本公司的第2级可转换债券公允价值已确定为其面值和AQN普通股在转换基础上的报价价值中的较高者。
本公司的第2级公允价值衍生工具主要包括掉期、期权、权利、上限、认购协议和远期实物衍生工具，其中定价输入的市场数据是可观察的。第二级定价输入数据乃从多个市场指数取得，并根据市场上可观察的报价利率曲线使用贴现。
该公司的第3级工具包括电力销售的能源合同，拥挤收入权（“CRR”）和e公司在AYES加拿大的投资。能源合约公平值计量所用之重大不可观察输入数据为内部开发之远期市场价格， 从$26.32至$144.02加权平均值为美元38.44截至2023年12月31日。加权平均远期 市场价格是根据预计每月出售的能源数量和该月的预期远期价格制定的。能源合约之公平值变动详情载于 附注24（b））（ii）和24（b）（iv）。用于计量CRR公平值的重大不可观察输入数据为近期CRR拍卖价格，零到$$52.02加权平均值为美元5.69截至2023年12月31日。于AYES Canada之投资之公平值乃采用贴现现金流量法结合二项式树法厘定。本公司AYES Canada投资公允价值计量中使用的重大不可观察输入数据为预期现金流量，适用于这些现金流的贴现率从OM8.00% 至8.50%，加权平均值为8.27%,Atlantica股价的预期波动范围为m 27.47% 至33.19% 截至2023年12月31日。预期现金流量大幅增加(减少)或贴现率单独增加(减少)将导致公允价值计量大幅降低(较高)。
(b)衍生工具
衍生工具在综合资产负债表上确认为资产或负债，并于各报告期按公允价值计量。
(i)商品衍生品--受监管的会计
该公司使用衍生金融工具来降低与其受监管的天然气和电力服务地区相关的部分未来天然气购买的购买价格相关的现金流变异性。该公司的战略是将向受监管客户销售天然气的价格波动降至最低。于二零二三年十二月三十一日，与上述衍生工具合约有关的商品成交量(以德克瑟姆计)为2,117,039.


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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(b)衍生工具(续)
(i)商品衍生品--受监管的会计(续)
这些衍生工具的会计处理受利率管制企业的指导。因此，这些衍生品的公允价值被记录为流动或长期资产和负债，抵销头寸在合并资产负债表中被记录为监管资产和监管负债。结算这些合同的大部分收益或损失计入燃料和商品费用调整数的计算。NTS(附注7(A))。因此，该等天然气衍生合约之公平值变动及其对监管资产及负债之抵销调整并无盈利影响。

(Ii)现金流对冲
本公司透过订立以下长期能源衍生合约，降低预期未来销售发电的价格风险。
名义数量
（兆瓦小时）		期满接收平均值
价格（每兆瓦小时）		支付浮动价格
(per MW—hr）
353,597  2028年12月$29.19PJM西部枢纽
1,492,926  2027年12月$21.34NI枢纽
1,332,645  2027年12月 $36.46ERCOT北枢纽
3,534,802 2030年9月 $24.54伊利诺伊州枢纽

本公司透过订立以下利率掉期合约，减低利率于若干定期贷款融资年期内上升之风险。就指定对冲未来交易的可变现金流量风险的利率掉期或跨货币利率掉期而言，该衍生工具的收益或亏损的有效部分初步呈报为其他全面收益（亏损）的组成部分，其后一旦未来交易影响盈利，则重新分类为盈利。 利率合约之金额于相关债务年期内重新分类至盈利为利息开支。
导数
名义数量
期满
套期保值项目
远期利率互换
$350,000 
2029年7月
$350,000次级无担保票据
交叉货币利率互换
C$400,000 
2032年1月
C$400,000次级无担保票据
远期利率互换
$750,000 
2032年4月
$750,000次级无担保票据
远期利率互换$575,000 2026年6月
第一个$575,000预期的$1,150,000优先无担保票据发行










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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(b)衍生工具(续)
(Ii)现金流量对冲（续）
下表概述指定为现金流量对冲的衍生金融工具应占其他全面收益：
20232022
现金流对冲的有效部分$57,351 $(128,838)
现金流对冲摊销(6,173)(12,180)
从AOCI重新分类的金额8,309 46,723 
AQN股东应占保监处$59,487 $(94,295)
该公司预计将达到$25,895在未来12个月内，随着相关对冲交易的结算，AOCI目前的未实现亏损（扣除税项）将分别重新分类为非监管能源销售、投资亏损、利息开支和衍生收益。
(Iii)境外经营净投资外汇套期保值
AQN大部分业务的功能货币是美元。本公司指定以加元计值的债务作为对冲其于加拿大投资及附属公司的净投资的外汇风险。指定并有效作为对冲海外业务净投资的相关外币交易收益或亏损，按与净投资相关的汇兑调整（于其他全面收益）相同的方式呈报。外汇损失美元12,330截至2023年12月31日止年度（2022年—收益$2,262)是记录在OCI.
于2019年5月23日，本公司订立了一项跨货币互换，与该日发行的次级无抵押票据同时终止，以有效地兑换美元，350,000以美元计价发行成加元。因即期汇率变动而导致之票据账面值变动于各期间于综合经营报表确认为外汇收益（亏损）。本公司指定跨货币固定利率掉期的全部名义金额作为对冲票据利息及本金偿还现金流量相关的外币风险。于二零二零年一月一日AQN功能货币转为美元后，此对冲已取消指定。与该对冲有关的其他全面收益将于未来利息支付影响原对冲剩余年期盈利的期间摊销至盈利。该公司重新指定该互换作为AQN在其加拿大子公司的净投资的对冲。
指定为对冲海外业务净投资的相关外币交易收益或亏损按与净投资相关的汇兑调整（于其他全面收益）相同的方式呈报。衍生工具于重新指定日期之公平值将按原对冲之剩余年期摊销。外汇收益$6,976截至2023年12月31日止年度（2022年—收益$22,091）在OCI记录。
加拿大业务
本公司面临来自其加拿大业务的货币波动风险。AQN主要透过使用自然对冲，利用加拿大长期债务为其加拿大业务提供资金，并结合外汇远期合约及现货购买，管理此风险。
该公司的加拿大业务被确定为以加元作为其功能货币，并面临美元交易带来的货币波动。本公司指定以美元计值的债务作为对冲其于美国投资及附属公司的净投资的外汇风险。指定并有效作为对冲海外业务净投资的相关外币交易收益或亏损，按与净投资相关的汇兑调整（于其他全面收益）相同的方式呈报。外汇收益$606截至二零二三年十二月三十一日止年度（二零二二年：亏损美元18,561）在OCI记录。



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2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(b)衍生工具(续)
(Iii)海外业务净投资之外汇对冲（续）
加拿大业务（续）
本公司为C $的缔约方300,000 (2022 - C$300,000）固定对固定交叉货币互换，有效地将加元债券转换为美元。2022年2月，本公司结算了与其加元相关的跨货币掉期。200,000 (2021 - C$150,000)债务偿还。本公司指定跨货币固定利率掉期的全部名义金额及由掉期结算的每月应计款项产生的相关短期美元应付款项，作为对冲其于可再生能源集团美国业务净投资的外汇风险。与掉期公平值变动有关的收益或亏损，以及指定为并有效用作对冲海外业务净投资的美元应计费用的相关外币收益及亏损，按与净投资相关的换算调整（其他全面收益）相同的方式呈报。涨幅为$5,959截至二零二三年十二月三十一日止年度（二零二二年：亏损美元11,082）在OCI记录。
2021年4月9日，可再生能源集团订立了一项固定对固定交叉货币利率互换，coterm与该日发行的优先无抵押债券，以有效地转换，e C $400,000以美元计价的发行。可再生能源集团指定固定对固定交叉货币利率互换的全部名义金额， 以及由掉期结算的每月应计产生的相关短期美元应付款作为对冲其在可再生能源集团美国业务的净投资的外汇风险。与掉期公允价值变动有关的收益或亏损 以及被指定为并有效作为境外业务净投资对冲的美元应计项目的相关外币损益 以与净投资相关的换算调整（其他全面收益）相同的方式呈报。涨幅为$8,420截至2023年12月31日止的年度 (2022年-亏损$13,374) 在OCI记录下。
智利行动
该公司面临来自其智利业务的货币波动风险。本公司在智利的业务确定以智利比索作为其功能货币。用于为业务提供资金的智利长期债务以智利联合企业计值。
(Iv)其他衍生产品和风险管理
于正常业务过程中，本公司面临可能影响其经营业绩的财务风险。本公司采用风险管理策略，以在成本效益的基础上尽量减轻该等风险。衍生金融工具用于管理汇率、利率及商品价格波动的若干风险。本公司不会就投机目的订立衍生金融协议。就未指定为对冲的衍生工具而言，公平值变动即时于盈利（亏损）确认。
本公司订立一项利率上限协议，金额为美元，390,0002023年1月15日至2024年1月15日期间。于2023年9月29日，本公司订立一份新利率上限协议，金额为2023年9月29日。390,0002024年1月15日至2024年6月17日期间，
本公司是名义数量为加元的利率掉期合约的一方，489,506以降低其蓝山风电设施债务相关的利率风险。该合约于二零二二年出售蓝山风电设施后更新。已确认损失为加拿大元9,732于经审核综合经营报表内，列作出售可再生资产收益之减少。

该公司通过订立CRR缓解ERCOT输电网能源拥堵费的波动性，截至2023年12月31日， 5,486,961兆瓦小时，价格从美元0.55每兆瓦小时至美元24.88每兆瓦小时，加权平均值为美元5.162024年1月至2026年6月的每兆瓦小时。该等CRR并未指定为会计对冲。


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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(b)衍生工具(续)
(Iv)其他衍生工具及风险管理（续）
本公司透过一份名义数量为100万元的长期能源衍生合约，减低其其中一个太阳能设施的预期未来销售的价格风险。 516,202兆瓦小时，价格为美元25.152030年8月到期，作为能源销售价格的经济对冲。衍生工具合约并无指定为会计对冲。
未指定为对冲的衍生金融工具对综合经营报表的影响包括以下各项：
20232022
衍生金融工具的未实现收益(亏损)：
能源衍生产品合约$(372)$(945)
商品合同411 185 
衍生金融工具未实现收益（亏损）总额$39 $(760)
衍生金融工具的已实现收益(亏损)：
能源衍生产品合约$(4,896)$6,939 
利率互换— (7,185)
衍生金融工具已实现亏损总额$(4,896)$(246)
未计入套期保值的衍生金融工具损失(4,857)(1,006)
AOCI收益因对冲解除指定而冻结的摊销3,989 3,465 
$(868)$2,459 
合并业务报表分类：
衍生金融工具收益 $4,564 $4,408 
可再生能源销售(5,432)5,236 
减少出售可再生资产的收益— (7,185)
$(868)$2,459 

(c)供应商融资方案
于正常业务过程中，本公司订立供应商融资计划，据此，供应商可自愿选择出售其应收款项。本公司同意在发票到期日支付本公司已通过执行汇票确认的发票金额。应付账款安排的条款符合行业惯例，不受供应商根据该等安排出售金额的决定影响。

截至2023年及2022年12月31日止年度，本公司根据其供应商融资计划确认为有效的未偿还债务的结转如下：
20232022
年初确认的未清债务
$16,785 $49,910 
年内确认的90,780 16,785 
年内支付的确认发票(45,392)(49,910)
年终已确认的未清债务$62,173 $16,785 



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合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(d)风险管理
除上述风险管理策略外，本公司管理金融工具产生的风险，包括信贷风险及流动资金风险。
信用风险
信贷风险指客户或金融工具的对手方未能履行其合约责任而产生意外损失的风险。本公司面临集中信贷风险的金融工具主要是现金和现金等价物、应收账款、应收票据和衍生工具。本公司透过确保可动用现金存放于其高级贷款人（所有贷款人的信贷评级均为A或更佳），以限制其现金等价物的信贷风险。本公司不认为与应收账款相关的风险重大，因为大部分发电收入来自穆迪信贷评级为Baa2或更高、标准普尔为BBB或更高、DBRS为BBB或更高的大型公用事业客户。收入通常在以下时间内开具发票和收取 45几天。
其余收入主要由受监管服务集团赚取，该集团包括电力、供水和废水处理，以及美国、加拿大、百慕大和智利的天然气公用事业。在这方面，与监管服务集团应收账款余额有关的信贷风险， $364,084遍布数十万客户。本公司已制定程序，持续监控及评估此风险，包括背景信贷检查及新客户之保证金。此外，受规管服务集团的大部分监管机构均容许合理的坏帐开支计入差饷，因此可向差饷缴纳人追讨。
截至2023年12月31日，本公司对该等金融工具的最大信用风险敞口如下：
 2023
现金及现金等价物和限制性现金$76,145 
应收账款554,438 
坏账准备(30,244)
应收票据158,836 
$759,175 
此外，本公司监控其外汇、利率和能源衍生品合约的交易对手的信誉，并评估各交易对手履行合约所载交易的能力。交易对手主要由金融机构组成。交易对手的这种集中可能会影响公司的整体信贷风险敞口，无论是正面还是负面，因为这些县可能会受到经济，监管或其他条件的变化的类似影响。
流动性风险
流动资金风险指本公司无法履行到期财务责任的风险。本公司管理流动资金风险的方法是采取措施，尽可能确保其有足够的流动资金以应付到期负债。截至2023年12月31日，除手头现金$56,147，该公司拥有$945,853可从其循环和定期信贷融资中提取。本公司的每一个循环信贷设施包含契约，可能限制可提取的金额。






阿尔冈昆电力和公用事业公司
合并财务报表附注
2023年12月31日和2022年12月31日
(除特别注明和每股金额外，以千美元为单位)
24.金融工具(续)
(d)风险管理（续）
流动性风险（续）
本公司的负债到期日如下：
应收款较少
超过1年		截止日期为2至3
年份		截止日期为4至5天
年份		截止日期为
5年		总计
长期债务债务$621,856 $1,333,772 $2,099,968 $4,481,961 $8,537,557 
长期债务利息391,493 602,761 419,950 3,496,032 4,910,236 
购买义务767,287 — — — 767,287 
环境义务3,136 22,577 1,820 18,654 46,187 
援建方面的进展3,640 — — 84,495 88,135 
衍生金融工具：
交叉货币互换2,419 4,243 144 9,623 16,429 
利率远期11,790 — — — 11,790 
能源衍生品和商品合约14,276 29,273 20,550 12,127 76,226 
绿色股权单位的合同调整费39,590 — — — 39,590 
其他义务27,796 2,901 2,304 247,480 280,481 
债务总额$1,883,283 $1,995,527 $2,544,736 $8,350,372 $14,773,918 
25.比较数字
某些比较数字已重新分类，以符合本年度采用的综合财务报表列报方式。