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Published: 2022-03-11

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RESPONSABILITÉ DE LA DIRECTION
	Responsabilité de la direction pour les états financiers
	Les états financiers consolidés ci-joints ont été préparés par la direction de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield »), à qui il incombe d’en assurer l’intégrité, l’uniformité, l’objectivité et la fiabilité. Pour assumer cette responsabilité, Énergie Brookfield applique des politiques, des procédures et des systèmes de contrôle interne visant à assurer que ses pratiques de présentation de l’information et que ses méthodes comptables et procédures administratives sont adéquates de manière à fournir un haut degré de certitude permettant de produire une information financière pertinente et fiable, et de veiller à la protection des actifs. Ces contrôles comprennent le choix judicieux et une formation soignée des membres du personnel, l’établissement de domaines de responsabilité bien définis, l’obligation de rendre compte sur le rendement et une communication à l’échelle de la société des politiques et du code de conduite.

	Les présents états financiers consolidés ont été préparés conformément aux Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board et, le cas échéant, reflètent les estimations fondées sur le jugement de la direction. Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., experts-comptables indépendants inscrits qui ont été désignés par les administrateurs du commandité d’Énergie Brookfield, a effectué l’audit des états financiers consolidés selon les normes du Public Company Accounting Oversight Board (aux États-Unis) pour qu’el e puisse donner aux porteurs de parts son opinion sur les états financiers consolidés. Son rapport explique l’étendue de son audit et exprime son opinion sur les états financiers consolidés.

	Les états financiers consolidés ont été revus, puis approuvés par le conseil d’administration du commandité d’Énergie Brookfield par l’entremise de son comité d’audit, lequel est composé d’administrateurs qui ne sont pas membres de la direction ou du personnel d’Énergie Brookfield. Le comité d’audit, dont les membres rencontrent les auditeurs et la direction pour revoir les activités de chacun et en faire rapport au conseil d’administration, encadre les responsabilités de la direction liées à la présentation de l’information financière et aux systèmes de contrôle interne. Les auditeurs ont un accès libre et direct au comité d’audit et s’entretiennent périodiquement avec ses membres, à la fois en présence et en l’absence de la direction, pour discuter des constatations de l’audit et d’autres faits établis.
	Le chef de la direction,	Le chef de la direction des finances,
	Connor Teskey	Wyat Hartley
	Le 28 février 2022
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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT Au conseil d’administration de Brookfield Renewable Partners Limited (commandité de Brookfield Renewable Partners L.P.) et aux associés de Brookfield Renewable Partners L.P.

Opinion sur les états financiers consolidés Nous avons effectué l’audit des états consolidés de la situation financière ci-joints de Brookfield Renewable Partners L.P. («
	Énergie Brookfield » ou la « société en commandite »), aux 31 décembre 2021 et 2020, et des
comptes consolidés de résultat, des états consolidés du résultat global, des états consolidés des variations des capitaux propres et des tableaux consolidés des flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans close le 31 décembre 2021, ainsi que des notes annexes (col ectivement, les «
		états financiers consolidés »). À
notre avis, ces états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière d’Énergie Brookfield aux 31 décembre 2021 et 2020, de sa performance financière et de ses flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans close le 31 décembre 2021, conformément aux Normes internationales d’information financière («
			IFRS ») publiées par l’International Accounting Standards
Board. 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 d’Énergie Brookfield au
31 décembre 2021, selon les critères établis dans le rapport intitulé Internal Control – Integrated Framework publié par le Commit ee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (« le cadre de 2013 »), et notre rapport daté du 28 février 2022 exprime une opinion sans réserve à son égard. Fondement de l’opinion La responsabilité de ces états financiers consolidés incombe à la direction d’Énergie Brookfield. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield, sur la base de nos audits. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et sommes tenus d’être indépendants d’Énergie Brookfield 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 exigent que nous planifiions et exécutions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers consolidés sont exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs. Nos audits comprennent la mise en œuvre de procédures en vue d’évaluer les risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs, et la mise en œuvre de procédures pour répondre à ces risques. Ces procédures comprennent le contrôle par sondages d’éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Nos audits comportaient également l’appréciation des méthodes comptables retenues et des estimations importantes faites par la direction, de même que l’appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers consolidés. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à la formulation de notre opinion. Questions critiques de l’audit Les questions critiques de l’audit ci-dessous sont des questions relevées au cours de l’audit des états financiers consolidés de la période considérée qui ont été ou doivent être communiquées au comité d’audit et qui 1) se rapportent à des comptes ou à des informations à fournir qui sont significatifs par rapport aux états financiers consolidés et 2) 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 des opinions distinctes sur les questions critiques de l’audit ou sur les comptes ou les informations fournies connexes.

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	Réévaluation des actifs de production d’énergie
Description de la question	La société en commandite évalue les actifs de production d’énergie (classés à titre
	d’immobilisations corporelles) selon le modèle de réévaluation d’IAS 16, Immobilisations corporelles. Au 31 décembre 2021, le montant des immobilisations corporel es présenté au bilan consolidé s’élevait à 49 432 millions $. Le montant des réévaluations au titre des immobilisations corporel es comptabilisé à l’état consolidé du résultat global totalisait un profit de 4 573 millions $, tandis qu’une perte totale de (59) millions $ a été comptabilisée au compte consolidé de résultat pour l’exercice 2021. Comme il est mentionné aux alinéas g), q)(i) et r)(ii ) de la note 1 et à la note 12, « Immobilisations corporelles à la juste valeur », des états financiers consolidés, l’évaluation des estimations et des hypothèses quant au rendement futur des actifs de production d’énergie fait l’objet d’estimations et de jugements importants de la part de la direction.
	La direction adopte une approche binaire comportant un modèle d’analyse des flux de trésorerie actualisés ainsi qu’une évaluation du marché pour établir la juste valeur des actifs de production d’énergie de la société en commandite. Les modèles d’analyse des flux de trésorerie actualisés comportent les principales hypothèses suivantes : les prix futurs de l’électricité, les valeurs finales, le taux d’actualisation, la production moyenne à long terme prévue ainsi que les charges d’exploitation et les dépenses d’investissement estimées.
	L’audit de l’évaluation des actifs de production d’énergie est complexe et a nécessité la participation de spécialistes en raison de la nature des principales hypothèses décrites ci-dessus, qui reposent sur une grande part de jugement. Des changements apportés à ces hypothèses pourraient avoir une incidence importante sur la juste valeur des actifs de production d’énergie.
Façon dont nous avons traité la question dans le cadre de l’audit	Nous avons acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du
	fonctionnement des contrôles sur les procédés de la direction pour établir la juste valeur des actifs de production d’énergie. Nous avons testé les contrôles sur la revue par la direction des modèles d’évaluation, y compris les contrôles sur la revue et l’approbation de toutes les principales hypothèses. Pour tester la juste valeur des actifs de production d’énergie, nos procédures d’audit ont compris, entre autres, l’évaluation de la méthode d’évaluation appliquée par la société en commandite, des principales hypothèses utilisées ainsi que des tests de l’exhaustivité et de l’exactitude des données sous-jacentes des principales hypothèses. Pour chaque actif de production d’énergie, nous avons analysé les principaux facteurs de changement de la juste valeur, y compris les prix futurs de l’électricité, les valeurs finales et les taux d’actualisation. Avec le soutien de nos spécialistes en évaluation, nous avons examiné l’analyse de l’évaluation effectuée par la direction et apprécié les estimations des prix futurs de l’électricité en fonction de prix à plus court terme cotés par des courtiers et de prévisions à plus long terme du marché formulées par la direction selon la région et l’actif de production d’énergie. Nous avons également fait appel à nos spécialistes en évaluation dans le cadre de l’appréciation des valeurs finales et des taux d’actualisation, ce qui a comporté la prise en considération de taux d’intérêt de référence, de l’emplacement géographique, du type de technologie et du fait que l’actif est visé ou non par un contrat. Pour un échantillon d’actifs de production d’énergie, nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui ont compris, entre autres, le rapprochement du prix contractuel de l’électricité avec les conventions d’achat d’électricité conclues et l’appréciation de la
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production moyenne à long terme prévue en corroborant les informations avec des rapports techniques fournis par des tiers et les tendances historiques. En outre, nous avons évalué les charges d’exploitation et les dépenses d’investissement estimées par comparaison avec les données historiques et les données d’un tiers pour des actifs sélectionnés et nous avons testé l’exactitude arithmétique du modèle de la juste valeur. Avec l’aide de nos spécialistes en évaluation, nous avons également réalisé, pour les mêmes échantillons, une analyse de sensibilité sur les prix futurs de l’électricité, les valeurs finales et les taux d’actualisation afin d’évaluer la juste valeur des actifs de production d’énergie. Nous avons aussi évalué les justes valeurs au moyen d’autres données du marché en comparant l’ensemble du portefeuille à des opérations semblables récentes ainsi qu’en calculant les multiples des produits et du BAIIA d’un échantillon d’actifs de production d’énergie et en les comparant aux multiples de sociétés ouvertes comparables. De plus, nous avons apprécié le caractère adéquat des informations fournies par la société en commandite sur les principales hypothèses et l’analyse de sensibilité à l’égard de la juste valeur des actifs de production d’énergie.
		Acquisitions importantes
	Description de la question	Au cours de 2021, la société en commandite a conclu l’acquisition d’un portefeuil e éolien
en Oregon et d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis pour une contrepartie totale de respectivement 744 millions $ et 684 millions $. Comme il est mentionné à l’alinéa n) de la note 1 et à la note 3, « Acquisitions », des états financiers consolidés, ces regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à compter des dates d’acquisition correspondantes.
L’audit des acquisitions susmentionnées est complexe en raison des estimations importantes qui sont nécessaires pour établir la juste valeur des actifs de production d’énergie acquis. Les hypothèses importantes comprennent les prix futurs de l’électricité, les taux d’actualisation et les volumes de production futurs. Ces hypothèses sont prospectives et pourraient être touchées par les conditions économiques et les conditions du marché futures.
	Façon dont nous avons traité la question dans le cadre de l’audit	Nous avons acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du
fonctionnement des contrôles sur les procédés de la direction pour établir la juste valeur des actifs de production d’énergie acquis. Nous avons testé les contrôles sur la revue par la direction des modèles d’évaluation, y compris les contrôles sur la revue et l’approbation de toutes les principales hypothèses. Pour tester la juste valeur des actifs de production d’énergie, nos procédures d’audit ont compris, entre autres, l’évaluation des principales hypothèses susmentionnées et des tests de l’exhaustivité et de l’exactitude des données sous-jacentes. Par exemple, nous avons évalué les volumes de production estimés pour un échantil on d’actifs de production d’énergie en les comparant à des rapports techniques fournis par des tiers et aux hypothèses relatives à la production utilisées pour les autres actifs dans le portefeuille de la société en commandite de la région. En outre, nous avons comparé les prix futurs de l’électricité avec les conventions d’achat d’électricité conclues et nous avons apprécié la production moyenne à long terme prévue en corroborant les informations avec des rapports techniques fournis par des tiers et les tendances historiques. Nous avons fait appel à nos spécialistes en évaluation pour nous aider à évaluer les méthodes d’évaluation et les principales
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hypothèses, y compris celles ayant trait aux taux d’actualisation, utilisées dans les modèles de la société en commandite, ce qui a comporté la prise en considération de taux d’intérêt de référence, de l’emplacement géographique, du type de technologie et de fait que l’actif est visé ou non par un contrat, et à effectuer une analyse de sensibilité.



	Nous agissons en tant qu’auditeur d’Énergie Brookfield depuis 2011.

	Toronto, Canada
	Le 28 février 2022

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CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION FINANCIÈRE RAPPORT DE LA DIRECTION SUR LE CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION
FINANCIÈRE La direction de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») est responsable de l’établissement et du maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière est un processus conçu par le chef de la direction et le chef de la direction des finances ou sous leur supervision, et mis en œuvre par le conseil d’administration, la direction et d’autres membres du personnel pour fournir une assurance raisonnable quant à la fiabilité de l’information financière et de la préparation des états financiers pour des besoins externes conformément aux Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board, comme il est défini dans le règlement 240.13a-15(f) ou 240.15d-15(f). La direction a évalué l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield au 31 décembre 2021, selon les critères établis en vertu du rapport intitulé « Internal Control – Integrated Framework » publié par le Commit ee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (« cadre de 2013 »). En se fondant sur cet e évaluation, la direction est arrivée à la conclusion que le contrôle interne d’Énergie Brookfield à l’égard de l’information financière était efficace au 31 décembre 2021. La direction a exclu de sa conception et de son évaluation les contrôles internes des investissements réalisés en 2021, notamment le portefeuille éolien en Oregon d’une puissance de 845 MW et le portefeuille de production décentralisée aux États-Unis d’une puissance de 360 MW, dont le total de l’actif et de l’actif net, sur une base combinée, constitue respectivement environ 5 % et 4 % des montants inscrits aux états financiers consolidés au 31 décembre 2021, et 5 % des produits pour l’exercice clos à cet e date. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield au 31 décembre 2021 a été audité par Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant, qui a également audité les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield pour l’exercice clos le 31 décembre 2021. Comme il est mentionné dans le rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant, Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L. a exprimé une opinion sans réserve sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield en date du 31 décembre 2021.
Le chef de la direction,	Le chef de la direction des finances,


Connor Teskey	Wyat Hartley
Le 28 février 2022

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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT Au conseil d’administration de Brookfield Renewable Partners Limited (commandité de Brookfield Renewable Partners L.P.) et aux associés de Brookfield Renewable Partners L.P. 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 de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») au 31 décembre 2021, selon les critères établis en vertu du rapport intitulé Internal Control – Integrated Framework publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (« cadre de 2013 ») (les « critères du COSO »). À notre avis, Énergie Brookfield maintenait, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2021, selon les critères du COSO.

Comme il est mentionné dans le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière ci-joint, l’évaluation par la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière et les conclusions qu’el e en a tirées ne visent pas les contrôles internes du portefeuil e éolien en Oregon d’une puissance de 845 MW et du portefeuil e de production décentralisée aux États-Unis d’une puissance de 360 MW acquis en 2021, qui sont compris dans les états financiers consolidés de 2021 d’Énergie Brookfield et qui constituait environ respectivement 5 % et 4 % du total de l’actif et de l’actif net, sur une base combinée, au 31 décembre 2021 et 5 % des produits de l’exercice clos à cette date. Notre audit du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield n’a également pas comporté d’évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière du portefeuil e éolien en Oregon d’une puissance de 845 MW et du portefeuille de production décentralisée aux États-Unis d’une puissance de 360 MW acquis en 2021. Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board des États-Unis (« PCAOB »), les états financiers consolidés de 2021 d’Énergie Brookfield, et notre rapport daté du 28 février 2022 exprime une opinion sans réserve à leur égard. Fondement de l’opinion Le maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière et l’évaluation de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière incombent à la direction d’Énergie Brookfield, et cette évaluation est présentée dans le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière ci-joint. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield sur la base de notre audit. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et sommes tenus d’être indépendants d’Énergie Brookfield 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 planifi ons 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.

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Définition et limites du contrôle interne à l’égard de l’information financière Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière est le processus visant à fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été dressés, aux fins de la publication de l’information financière, selon les principes comptables généralement reconnus. Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière s’entend des politiques et procédures qui 1) concernent la tenue de comptes suffisamment détaillés qui donnent une image fidèle des opérations et des cessions d’actifs de la société; 2) fournissent une assurance raisonnable que les opérations sont enregistrées comme il se doit pour dresser les états financiers selon les 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 que toute acquisition, utilisation ou cession non autorisée des actifs de la société qui pourrait avoir une incidence importante sur les états financiers est interdite ou détectée à temps. En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information financière ne permet e pas de prévenir ou de détecter certaines anomalies. De plus, toute projection du résultat d’une évaluation de son efficacité sur des périodes futures comporte le risque que les contrôles deviennent inadéquats en raison de changements de situation ou que le niveau de respect des politiques ou des procédures diminue.


Toronto, Canada
Le 28 février 2022



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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
AUX 31 DÉCEMBRE
	Notes	2021		2020
(EN MILLIONS)

Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie ..............................................................................................	21	764 $		431 $
Liquidités soumises à restrictions .....................................................................................................	22	261		208
Créances clients et autres actifs courants .........................................................................................	23	1 683		928
Actifs liés à des instruments financiers ............................................................................................	5	60		62
Montants à recevoir de parties liées ..................................................................................................	29	35		56
Actifs détenus en vue de la vente ......................................................................................................		58		57
		2 861		1 742
Actifs liés à des instruments financiers ...............................................................................................	5	262		407
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ......................................	20	1 107		971
Immobilisations corporelles à la juste valeur ......................................................................................	12	49 432		44 590
Immobilisations incorporelles ..............................................................................................................	13	218		232
Goodwill ................................................................................................................................................	18	966		970
Actifs d’impôt différé ...........................................................................................................................	11	197		205
Autres actifs non courants ....................................................................................................................	24	824		605
			55 867 $		49 722 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ............................................................................................	25	779 $		625 $
Passifs liés à des instruments financiers ...........................................................................................	5	400		283
Montants à payer à des parties liées..................................................................................................	29	164		506
Emprunts de la société mère..............................................................................................................	14	—	3
Emprunts sans recours .......................................................................................................................	14	1 818		1 026
Provisions ...........................................................................................................................................	28	55		304
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ............................................		6		14
		3 222		2 761
Passifs liés à des instruments financiers ..............................................................................................	5	565		668
Emprunts de la société mère .................................................................................................................	14	2 149		2 132
Emprunts sans recours ..........................................................................................................................	14	17 562		14 921
Passifs d’impôt différé ..........................................................................................................................	11	6 215		5 515
Provisions .............................................................................................................................................. 26, 28		718		712
Autres passifs non courants ..................................................................................................................	27	1 440		1 246
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
					en exploitation ...............................................................................................................................	15		12 303	11 100
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield .....	15	59		56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
					portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ....................................	15		2 894	2 721
Actions échangeables de BEPC ........................................................................................................	15	2 562		2 408
Actions privilégiées ...........................................................................................................................	15	613		609
Billets subordonnés perpétuels ..........................................................................................................	15	592		—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ...........................................	16	881		1 028
Capitaux propres des commanditaires .................................................................................................	17	4 092		3 845
			23 996 $		21 767 $
			55 867 $		49 722 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. Approuvé au nom de Brookfield Renewable Partners L.P. :

Patricia Zuccotti							David Mann
Administratrice							Administrateur


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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE	Notes	2021	2020		2019
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ..............................................................................................	29	4 096 $	3 810 $		3 971 $
Autres produits ...................................................................................	7	304	128		105
Coûts d’exploitation directs1 ...............................................................	8	(1 365)	(1 274)	(1 263)
Coûts de service de gestion .................................................................	29	(288)	(235)		(135)
Charge d’intérêts ................................................................................	14	(981)	(976)	(1 001)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en équivalence .....................................	20	22	27		29
Profit (perte) de change et sur les instruments financiers ......................	5	(32)	127		(36)
Charge d’amortissement......................................................................	12	(1 501)	(1 367)	(1 271)
Divers ................................................................................................	9	(307)	(432)		(276)
(Charge) recouvrement d’impôt
Exigible ............................................................................................ 11		(43)	(66)		(70)
Différé .............................................................................................. 11		29	213		27
		(14)	147		(43)
Résultat net .........................................................................................		(66) $	(45) $	80 $
Résultat net attribuable aux éléments suivants :
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans les filiales en exploitation....................................................... 15		209 $	180 $		113 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield .................................................................. 15		77	62		50
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts
rachetables/échangeables détenues par Brookfield .......................... 15		(135)	(133)		(65)
Actions échangeables de BEPC ......................................................... 15		(119)	(49)		—
Actions privilégiées ........................................................................... 15		26	25		26
Bil ets subordonnés perpétuels ........................................................... 15		12	—			—
Parts de société en commandite privilégiées ....................................... 16		55	54		44
Capitaux propres des commanditaires ................................................... 17		(191)	(184)		(88)
		(66) $	(45) $	80 $
Résultat de base et dilué par part de société en commandite		(0,69) $	(0,61) $		(0,26) $
1)	Les coûts d’exploitation directs ne comprennent pas la charge d’amortissement présentée ci-dessous.
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE
	Notes	2021	2020		2019
(EN MILLIONS)
Résultat net ........................................................................................		(66) $	(45) $	80 $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas reclassés en
résultat net
Réévaluation des immobilisations corporelles...................................	12	4 573	4 112		2 413
Écart actuariel sur les régimes à prestations définies ..........................		30	(1)		(14)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus............................................. 11		(1 170)	(934)		(488)
(Perte latente) profit latent sur les placements dans des titres de
							capitaux propres ..........................................................................	5		3		(1)	35
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise
							en équivalence............................................................................. 20		184	12	81
Total des éléments qui ne seront pas reclassés en résultat net ................		3 620	3 188		2 027
Autres éléments du résultat global qui peuvent être reclassés en
résultat net ......................................................................................
Écart de conversion .......................................................................... 10		(859)	(840)		(91)
Profits (pertes) de l’exercice sur les instruments financiers désignés
comme couvertures de flux de trésorerie ........................................	5	(64)					(27)		(18)
Profit latent (perte latente) sur les swaps de change – couverture
d’investissement net ......................................................................	5	64	(35)		14
Ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en
résultat net ....................................................................................	5	43	(39)		7
Impôt différé sur les éléments ci-dessus ............................................. 11		(2)	10		6
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise
							en équivalence ............................................................................. 20		(36)	17	—
Total des éléments qui peuvent être reclassés en résultat net
à une date ultérieure ........................................................................		(854)	(914)		(82)
Autres éléments du résultat global........................................................		2 766	2 274		1 945
Résultat global ....................................................................................		2 700 $	2 229 $		2 025 $
Résultat global attribuable aux :
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans les filiales en exploitation ...................................................... 15		1 048 $	1 292 $		1 117 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield .................................................................. 15		89	70		57
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts
rachetables/échangeables détenues par Brookfield .......................... 15		444	280		316
Actions échangeables de BEPC .........................................................		394	103		—
Actions privilégiées .......................................................................... 15		30	37		54
Bil ets subordonnés perpétuels ..........................................................		12	—			—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .... 16		55	54		44
Capitaux propres des commanditaires .................................................. 17		628	393		437
		2 700 $	2 229 $		2 025 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
			Cumul des autres éléments du résultat global		Participations ne donnant pas le contrôle
																			Participations ne
																		donnant pas le
																Participation	contrôle ayant droit
				Capitaux											Participations		de	au résultat net dans
								Pertes	propres des												ne donnant pas	commandité	une filiale société
							actuarielles	Total des	comman-												le contrôle ayant	dans une filiale		de portefeuille –
	Capitaux							sur les	Couver-	Placements	capitaux		ditaires											droit au résultat	société de	parts rachetables/
EXERCICES CLOS LES	propres des						régimes		tures de	dans des titres	propres des	détenant des		Billets									Actions	net dans les	portefeuille		échangeables	Total des
31 DÉCEMBRE	comman-	Écart de				Écart de	à prestations		flux de	de capitaux	comman-		parts							Actions	subordonnés	échangeables											filiales en	détenue par		détenues par	capitaux
(EN MILLIONS)	ditaires	conversion	réévaluation				définies		trésorerie		propres	ditaires	privilégiées	privilégiées									perpétuels	de BEPC	exploitation	Brookfield		Brookfield	propres
																																													Solde au 31 décembre 2020 ........		(988) $	(720) $					5 595 $	(6) $ (39) $	3 $	3 845 $	1 028 $	609 $	— $	2 408 $	11 100 $	56 $	2 721 $	21 767 $
Résultat net ...................................	(191)		—			—		—	—	—	(191)		55							26	12											(119)		209	77	(135)									(66)
Autres éléments du
résultat global ..........................	—	(116)				938		7	(11)	1	819	—							4	—											513		839	12	579									2 766
Émission de billets subordonnés
perpétuels (note 15) ................	—		—			—		—	—	—	—	—							—	592											—		—	—	—									592
Apports en capital (note 15) ........	—		—			—		—	—	—	—	—							—	—											—		1 121		—	—									1 121
Remboursement de capital ..........	—		—			—		—	—	—	—	—							—	—											—		—	—	—									—
Rachat de parts de société en
commandite privilégiées
(note 16)...................................	—		—			—		—	—	—	—	(147)							—	—											—		—	—	—									(147)
Cessions (note 4) ..........................	38		—			(38)		—	—	—	—	—							—	—											—		(395)	—	—									(395)
Distributions ou dividendes
déclarés ....................................	(335)		—			—		—	—	—	(335)		(55)							(26)	(12)											(209)		(810)	(85)	(237)	(1 769)
Régime de réinvestissement
des distributions ......................		9	—			—		—	—	—	9	—							—	—											—		—	—	—									9
Divers............................................	(49)		(6)			(1)		(1)	2	—	(55)	—							—	—											(31)		239	(1)	(34)									118
Variation au cours de l’exercice...	(528)	(122)				899		6	(9)	1	247	(147)							4	592											154		1 203		3	173									2 229
Solde au 31 décembre 2021 ........ (1 516) $		(842) $				6 494 $		— $ (48) $	4 $	4 092 $		881 $							613 $	592 $										2 562 $	12 303 $		59 $	2 894 $	23 996 $

Solde au 31 décembre 2019 ........ (1 114) $		(700) $				6 422 $		(9) $ (32) $	12 $	4 579 $		833 $							597 $	— $										— $	11 086 $		68 $	3 317 $	20 480 $
Résultat net ...................................	(184)		—			—		—	—	—	(184)		54							25	—											(49)		180	62	(133)									(45)
Autres éléments du
résultat global ..........................	—	(249)				827		—	(6)	5	577	—							12	—											152		1 112		8	413									2 274
Parts de société en commandite
privilégiées émises ..................	—		—			—		—	—	—	—	195							—	—											—		—	—	—									195
Apports en capital ........................	—		—			—		—	—	—	—	—							—	—											—		520	—	—									520
Remboursement de capital ..........	—		—			—		—	—	—	—	—							—	—											—		(147)	—	—									(147)
Cessions ........................................	17		—			(17)		—	—	—	—	—							—	—											—		(15)	—	—									(15)
Distributions ou dividendes
déclarés ....................................	(349)		—			—		—	—	—	(349)		(54)							(25)	—											(116)		(551)	(70)	(250)	(1 415)
Régime de réinvestissement
des distributions ......................		6	—			—		—	—	—	6	—							—	—											—		—	—	—									6
Distribution spéciale /
Acquisition de
TerraForm Power ...................	634		280			(1 465)		2	1	(13)	(561)		—							—	—											2 134		(1 101)		(10)	(462)									—
Divers		2	(51)			(172)		1	(2)	(1)	(223)		—							—	—											287		16	(2)	(164)									(86)
Variation au cours de l’exercice...	126		(20)			(827)		3	(7)	(9)	(734)		195							12	—											2 408		14	(12)	(596)									1 287
																												Solde au 31 décembre 2020 ........		(988) $	(720) $						5 595 $	(6) $ (39) $	3 $	3 845 $	1 028 $	609 $	— $						2 408 $	11 100 $	56 $	2 721 $	21 767 $

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

				Cumul des autres éléments du résultat global		Participations ne donnant pas le contrôle
													Participations ne
														donnant pas le
														contrôle ayant
												Participation	droit au résultat
						Participations							de	net dans une
					Capitaux	ne donnant						commandité	filiale société de
								Pertes	Total des	propres des		pas le contrôle				dans une		portefeuille –
								actuarielles		Placements	capitaux	comman-		ayant droit au					filiale	parts
		Capitaux						sur les	Couver-	dans des	propres	ditaires		résultat net				société de		rachetables/
		propres des						régimes à	tures de	titres de	des	détenant					dans les	portefeuille		échangeables	Total des
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE		comman-	Écart de				Écart de	prestations	flux de	capitaux	comman-	des parts	Actions				filiales en	détenue par		détenues par	capitaux
(EN MILLIONS)		ditaires	conversion	réévaluation				définies	trésorerie	propres	ditaires	privilégiées	privilégiées	exploitation				Brookfield		Brookfield	propres
	Solde au 31 décembre 2018 ...................................................................		(927) $	(652) $				6 120 $		(6) $ (34) $	4 $ 4 505 $		707 $	568 $			10 289 $		67 $	3 266 $ 19 402 $
Résultat net ..............................................................................................		(88)		—			—		—	—	—	(88)		44	26			113		50	(65)		80
Autres éléments du résultat global .........................................................		—		(35)			544		(4)	1	19	525		—	28			1 004		7	381		1 945
Parts privilégiées émises.........................................................................		—		—			—		—	—	—	—	126	—			—		—	—		126
Apports en capital ...................................................................................		—		—			—		—	—	—	—	—	—			674		—	—		674
Cession.....................................................................................................		—		—			—		—	—	—	—	—	—			(172)		—	—		(172)
Distributions ou dividendes déclarés .....................................................		(370)		—			—		—	—	—	(370)		(44)	(26)			(844)		(55)	(268)		(1 607)
Régime de réinvestissement des distributions.......................................			6	—			—		—	—	—	6	—	—			—		—	—		6
Divers.......................................................................................................		265		(13)			(242)		1	1	(11)	1	—	1			22		(1)	3		26
Variation au cours de l’exercice.............................................................		(187)		(48)			302		(3)	2	8	74	126	29			797		1	51		1 078

Solde au 31 décembre 2019 ................................................................... (1 114) $			(700) $				6 422 $		(9) $ (32) $	12 $ 4 579 $		833 $	597 $			11 086 $		68 $	3 317 $ 20 480 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE
(EN MILLIONS)	Notes	2021	2020		2019
					Activités d’exploitation
Résultat net .................................................................................................................							(66) $		(45) $	80 $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement .........................................................................................	12	1 501	1 367		1 271
(Profit latent) perte latente de change et sur les instruments financiers ..............	5	122	(134)	32
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la
						méthode de la mise en équivalence .................................................................	20	(22)		(27)	(29)
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...............................................................	11	(29)	(213)	(27)
Autres éléments sans effet de trésorerie ...............................................................						(136)		388		231
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la
						mise en équivalence ..........................................................................................	20	78		56	16
						1 448		1 392		1 574
Variation des montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées ..........................................................................................................						2		59	33
Variation nette des soldes du fonds de roulement ...................................................	30	(716)	(155)	(53)
						734		1 296		1 554
Activités de financement
Produit tiré des billets à moyen terme .....................................................................	14	—	570		449
Remboursement des billets à moyen terme .............................................................	14	—	(304)		(341)
Facilités de crédit de la société mère, montant net .................................................	14	—	(299)		(422)
Papier commercial, montant net ..............................................................................	14	(3)	3	—
Produit tiré des emprunts sans recours ...................................................................	14	6 877	3 205		4 318
Remboursement des emprunts sans recours ...........................................................	14	(3 649)	(3 380)		(3 495)
Remboursement d’obligations locatives .................................................................						(29)			(28)	(31)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation ..........................................	15	1 200	514		705
Remboursements de capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation ..........................................	15	(511)	(147)		(113)
	15, 16,
Émission de titres de capitaux propres et frais connexes .......................................	17	592	151		126
Remboursement et rachat d’instruments de capitaux propres ...............................	16, 17	(153)	—	(1)
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
les filiales en exploitation, aux porteurs d’actions privilégiées, aux
commanditaires détenant des parts privilégiées et aux billets subordonnés
perpétuels............................................................................................................ 15, 16		(900)	(628)		(913)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP et aux actionnaires
de Brookfield Renewable Corporation ............................................................. 15, 17		(854)	(769)		(684)
Emprunts auprès de parties liées ............................................................................						1 188		320		936
Remboursements à des parties liées ......................................................................						(1 615)		—		(936)
						2 143		(792)		(402)
Activités d’investissement
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
dans l’entité acquise .............................................................................................	3	(1 426)	(105)		(983)
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence .............................................................................................	20	(54)	(23)		(144)
Investissement dans les immobilisations corporelles ..............................................	12	(1 967)	(447)		(460)
Produit tiré de la cession d’actifs, déduction faite de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie cédés ............................................................................						827		269		291
Achats d’actifs financiers ..........................................................................................						(58)		(445)		(138)
Produit tiré des actifs financiers................................................................................	5	220		257		145
Liquidités soumises à restrictions et autres ..............................................................						(46)		68	78
						(2 504)		(426)		(1 211)
(Perte) profit de change sur la trésorerie ..................................................................						(35)		13	(6)
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie .........						338		91	(65)
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue
de la vente...........................................................................................................						(5)		(12)	(5)
Solde au début de l’exercice ..................................................................................						431		352		422
Solde à la fin de l’exercice .....................................................................................							764 $		431 $		352 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés ..........................................................................................................							870 $		872 $		930 $
Intérêts reçus ...........................................................................................................							45 $		28 $	19 $
Impôts sur le résultat payés ....................................................................................							71 $		70 $	72 $

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. NOTES DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ANNUELS AUDITÉS Les activités de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») consistent à détenir un portefeuille de centrales de production d’énergie renouvelable principalement en Amérique du Nord, en Colombie, au Brésil, en Europe, en Inde et en Chine.
	commandite de catégorie A, série 5, série 7, série 11, série 13 et série 15 d’Énergie Brookfield sont négociées à la Bourse de Toronto respectivement sous les symboles « BEP.PR.E », « BEP.PR.G », « BEP.PR.I », « BEP.PR.K », « BEP.PR.M » et « BEP.PR.O ». Les parts privilégiées de société en commandite de catégorie A de série 17 sont négociées à la Bourse de New York sous le symbole « BEP.PR.A ». Les billets subordonnés perpétuels sont négociés à la Bourse de New York sous les symboles « BEPH » et « BEPI ».
Sauf indication contraire, « Énergie Brookfield » désigne Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, y compris Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »). Sauf indication contraire, « la société en commandite » désigne Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, à l’exclusion de BEPC.
	Notes des états financiers consolidés	Page
	1.		Mode de présentation et principales	17
Les participations consolidées d’Énergie Brookfield comprennent les parts de société en commandite sans droit de vote cotées en Bourse (les « parts de société en commandite ») détenues par le public et par Brookfield, les actions à droit de vote subalterne échangeables de catégorie A (les « actions échangeables de BEPC ») de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») détenues par le public et par Brookfield, les parts de société en commandite rachetables/échangeables (les « parts de société en commandite rachetables/échangeables ») détenues dans Brookfield Renewable Partners L.P. (« BRELP »), filiale société de portefeuille d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la participation de commandité (la « participation de commandité ») dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de société en commandite, de parts de société en commandite rachetables/échangeables, de la participation de commandité et d’actions échangeables de BEPC sont désignés collectivement les « porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les parts de société en commandite rachetables/échangeables, la participation de commandité et les actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les « parts » ou par l’expression « par part », sauf indication contraire.
			méthodes comptables
	2.		Principales filiales	34
	3.		Acquisitions	34
	4.		Cession d’actifs	38
	5.		Gestion des risques et instruments financiers	38
	6.		Informations sectorielles	50
	7.		Autres produits	56
	8.		Coûts d’exploitation directs	57
	9.		Divers	57
	10.		Écart de conversion	57
	11.		Impôts sur le résultat	58
	12.		Immobilisations corporelles à la juste valeur	60
	13.		Immobilisations incorporelles	63
	14.		Emprunts	64
	15.		Participations ne donnant pas le contrôle	70
	16.		Capitaux propres des commanditaires	76
			détenant des parts privilégiées
	17.		Capitaux propres des commanditaires	76
Énergie Brookfield est une société en commandite cotée en Bourse créée en vertu des lois des Bermudes, conformément à une convention de société en commandite modifiée et reformulée en date du 20 novembre 2011, dans sa version modifiée de temps à autre.	18.		Goodwill	77
	19.		Gestion du capital	78
	20.		Participations comptabilisées selon la	79
			méthode de la mise en équivalence
	21.		Trésorerie et équivalents de trésorerie	80
Le bureau principal d’Énergie Brookfield est situé au 73 Front Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermudes.	22.		Liquidités soumises à restrictions	80
	23.		Créances clients et autres actifs courants	80
La société mère directe d’Énergie Brookfield est son commandité, Brookfield Renewable Partners Limited (« BRPL »), tandis que sa société mère ultime est Brookfield Asset Management Inc. (« Brookfield Asset Management »). Brookfield Asset Management et ses filiales, autres qu’Énergie Brookfield, sont désignées, individuellement et collectivement, comme « Brookfield » dans les présents états financiers.	24.		Autres actifs non courants	81
	25.		Dettes fournisseurs et autres créditeurs	81
	26.		Provisions	82
	27.		Autres passifs non courants	82
	28.		Engagements, éventualités et garanties	82
	29.		Transactions entre parties liées	85
	30.		Renseignements supplémentaires	94
Les actions échangeables de BEPC sont négociées sous le symbole « BEPC » à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto.
	31.		Filiales faisant appel public à l’épargne	95
	32.		Événements postérieurs à la date de clôture	96
Les parts de société en commandite sont négociées à la Bourse de New York sous le symbole « BEP » et à la Bourse de Toronto sous le symbole « BEP.UN ». Les parts privilégiées de société en
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1. MODE DE PRÉSENTATION ET PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLESa) Déclaration de conformitéLes états financiers consolidés ont été préparés conformément aux Normes internationales d’information financière (« IFRS ») publiées par l’International Accounting Standards Board (« IASB »). Les méthodes comptables utilisées pour préparer les états financiers consolidés sont fondées sur les IFRS en vigueur le 31 décembre 2021, qui comprennent les IFRS, les Normes comptables internationales (« IAS ») et les interprétations élaborées par l’International Financial Reporting Interpretations Committee (« IFRIC ») et le Comité permanent d’interprétation (« SIC »). Les méthodes décrites ci-après sont appliquées de façon uniforme à toutes les périodes présentées, à moins d’indication contraire.La publication des présents états financiers consolidés a été autorisée le 28 février 2022 par le conseil d’administration du commandité d’Énergie Brookfield, nommément BRPL. Certains chiffres comparatifs ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation de l’exercice considéré. Les symboles « $ », « $ CA », « € », « R$ », « COP », « ZAR », « THB » « INR » et « CNY » renvoient respectivement au dollar américain, au dollar canadien, à l’euro, au réal, au peso colombien, au rand, au baht, à la roupie indienne et au yuan. Tous les chiffres sont présentés en millions de dollars américains, sauf indication contraire. b) Mode de présentationLes états financiers consolidés ont été préparés sur la base du coût historique, à l’exception de la réévaluation d’immobilisations corporelles et de certains actifs et passifs évalués à la juste valeur. Le coût est comptabilisé selon la juste valeur de la contrepartie donnée en échange d’actifs. c) ConsolidationLes présents états financiers consolidés comprennent les comptes d’Énergie Brookfield et de ses filiales, qui sont des entités sur lesquelles Énergie Brookfield exerce le contrôle. Un investisseur contrôle une entité émettrice lorsqu’il a des droits sur des rendements variables ou qu’il est exposé à ceux-ci en raison de son lien avec l’entité émettrice, et qu’il a la capacité d’influer sur ces rendements en raison du pouvoir qu’il détient sur l’entité émettrice. Les participations ne donnant pas le contrôle dans les capitaux propres des filiales d’Énergie Brookfield sont présentées distinctement dans les capitaux propres aux états consolidés de la situation financière. Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec Brookfield, qui cède à Énergie Brookfield le contrôle du commandité de BRELP. Par conséquent, Énergie Brookfield inclut les comptes de BRELP et ceux de ses filiales dans son périmètre de consolidation. De plus, BRELP a émis à l’intention de Brookfield des parts de société en commandite rachetables/échangeables (les « parts rachetables/échangeables ») qui, au gré du porteur, peuvent être rachetées par BRELP pour une contrepartie en trésorerie. Ce droit est assujetti au droit de premier refus d’Énergie Brookfield qui lui permet, à son gré, de choisir d’acquérir toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables ainsi présentées à BRELP à des fins de rachat en échange de parts de société en commandite à raison de une pour une. Comme Énergie Brookfield peut, à son gré, régler cette obligation au moyen de parts de société en commandite, les parts de société en commandite rachetables/échangeables sont classées à titre de capitaux propres d’Énergie Brookfield (les « participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield »). Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield aux termes desquelles Énergie Brookfield a pris le contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec les membres du consortium dans le cadre de ses activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par conséquent, le contrôle de ces entités. Ainsi, Énergie Brookfield inclut les comptes de ces entités dans son périmètre de consolidation. Se reporter à la note 29, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements.

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En ce qui concerne les entités auparavant contrôlées par Brookfield Asset Management, les conventions de vote conclues ne représentent pas un regroupement d’entreprises comme l’entend IFRS 3, Regroupements d’entreprises (« IFRS 3 »), étant donné que Brookfield Asset Management contrôle in fine toutes ces entreprises regroupées tant avant qu’après la réalisation de ces transactions. Énergie Brookfield comptabilise ces transactions visant des entités sous contrôle commun de la même façon qu’une fusion d’intérêts communs, selon laquelle il faut présenter l’information financière antérieure aux conventions de vote comme si les entités n’en avaient toujours formé qu’une seule. Pour connaître la méthode comptable d’Énergie Brookfield quant aux transactions sous contrôle commun, se reporter à la note 1 r) ii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Transactions sous contrôle commun ». Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence Les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence sont des entités sur lesquelles Énergie Brookfield exerce une influence notable ou des partenariats qui constituent des coentreprises. L’influence notable représente la capacité de participer aux décisions liées aux politiques financières et opérationnelles de l’entreprise détenue, sans toutefois exercer un contrôle ou un contrôle conjoint sur ces entreprises détenues. Ces participations sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Une coentreprise est un type de partenariat dans lequel les parties exercent un contrôle conjoint et détiennent des droits sur l’actif net de celle-ci. Le contrôle conjoint est le partage contractuellement convenu du contrôle exercé sur une entreprise, qui n’existe que dans le cas où les décisions concernant les activités pertinentes requièrent le consentement unanime des parties partageant le contrôle. Énergie Brookfield comptabilise ses participations dans des coentreprises selon la méthode de la mise en équivalence. Selon cette méthode, la valeur comptable d’une participation dans une entreprise détenue est initialement comptabilisée au coût, puis ajustée en fonction de la quote-part d’Énergie Brookfield du résultat net, des autres éléments du résultat global, des distributions versées par la participation comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence et d’autres ajustements à la quote-part d’Énergie Brookfield dans l’entreprise détenue. d) Écart de conversion Tous les chiffres présentés dans les états financiers consolidés et dans les tableaux des états financiers consolidés sont en millions de dollars américains, soit la monnaie fonctionnelle d’Énergie Brookfield. Chaque établissement étranger inclus dans ces états financiers consolidés détermine sa propre monnaie fonctionnelle, et les éléments compris dans les états financiers de chaque filiale sont évalués selon cette monnaie fonctionnelle. Les actifs et les passifs provenant d’activités à l’étranger dont la monnaie fonctionnelle n’est pas le dollar américain sont convertis au taux de change en vigueur à la date de clôture, et les produits et les charges sont convertis au taux de change en vigueur à la date de la transaction au cours de la période. Les profits ou les pertes à la conversion de filiales à l’étranger sont inclus dans les autres éléments du résultat global. Les profits ou les pertes sur les soldes libellés en monnaies étrangères et les transactions qui sont désignées comme instruments de couverture d’un investissement net dans ces filiales sont comptabilisés de la même manière. Lors de la préparation des états financiers consolidés d’Énergie Brookfield, les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères sont convertis en monnaie fonctionnelle au cours de clôture en vigueur aux dates de l’état consolidé de la situation financière. Les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies étrangères et évalués à la juste valeur sont convertis au taux de change en vigueur à la date à laquelle la juste valeur a été établie, et les actifs et passifs non monétaires évalués au coût historique sont convertis au taux de change historique. Les produits et les charges sont évalués, d’après la monnaie fonctionnelle, aux taux de change en vigueur aux dates des transactions, et les profits ou les pertes sont compris dans les résultats. e) Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent la trésorerie, les dépôts à terme et les instruments du marché monétaire dont l’échéance initiale est de moins de 90 jours.
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f) Liquidités soumises à restrictions Les liquidités soumises à restrictions comprennent la trésorerie et les équivalents de trésorerie visés principalement par des restrictions aux termes des accords de crédit. g) Immobilisations corporelles et modèle de réévaluation Les actifs de production d’énergie sont classés à titre d’immobilisations corporelles et sont comptabilisés selon le modèle de réévaluation, conformément à IAS 16, Immobilisations corporelles (« IAS 16 »). Les immobilisations corporelles sont initialement évaluées au coût, puis comptabilisées à leur montant réévalué, soit à la juste valeur à la date de réévaluation, diminuée du cumul des amortissements ultérieurs et du cumul de toute perte de valeur ultérieure. En général, Énergie Brookfield calcule la juste valeur de ses immobilisations corporelles selon un modèle de flux de trésorerie actualisés sur 20 ans pour la majorité de ses actifs. Ce modèle inclut les flux de trésorerie provenant des conventions d’achat d’électricité à long terme en vigueur, pour lesquels il est établi que les conventions d’achat d’électricité sont directement liées aux actifs de production d’énergie connexes. Ce modèle comprend également les estimations relatives aux prix futurs de l’électricité, à la production moyenne à long terme anticipée, aux charges d’exploitation et aux dépenses d’investissement estimées, aux valeurs finales ainsi que des hypothèses relatives aux taux d’inflation futurs et aux taux d’actualisation par emplacement géographique. Les immobilisations en cours sont réévaluées lorsque suffisamment de renseignements ont été recueillis pour établir leur juste valeur selon la méthode des flux de trésorerie actualisés. Les réévaluations sont faites annuellement au 31 décembre afin de s’assurer que la valeur comptable ne diffère pas de façon significative de la juste valeur. Énergie Brookfield évalue initialement à leur juste valeur à la date d’acquisition les actifs de production d’énergie acquis dans le cadre de regroupements d’entreprises, conformément à la méthode comptable décrite à la note 1 n), « Regroupements d’entreprises », sans les réévaluer à la fin de l’année d’acquisition, à moins d’une indication externe spécifique à ces actifs que leur valeur comptable a augmenté ou diminué de façon significative. Lorsque la valeur comptable d’un actif augmente en raison d’une réévaluation, l’augmentation est comptabilisée en résultat dans la mesure où elle compense une diminution de valeur comptabilisée antérieurement en résultat. Tout solde de l’augmentation est comptabilisé dans les autres éléments du résultat global et ajouté aux capitaux propres dans l’écart de réévaluation et les participations ne donnant pas le contrôle. Lorsque la valeur comptable d’un actif diminue, la diminution est comptabilisée dans les autres éléments du résultat global dans la mesure du solde positif au titre de l’écart de réévaluation, et la tranche restante de la diminution est comptabilisée en résultat. L’amortissement des actifs de production d’énergie est calculé sur une base linéaire sur la durée d’utilité estimée des actifs, qui est présentée ci-dessous :
	Durée d’utilité estimée
Barrages ....................................................................................................................................		Jusqu’à 115 ans
Conduites forcées ......................................................................................................................		Jusqu’à 60 ans
Usines de pied de barrage...........................................................................................................		Jusqu’à 115 ans
Unités de production d’énergie hydroélectrique ..........................................................................		Jusqu’à 115 ans
Unités de production d’énergie éolienne .....................................................................................		Jusqu’à 30 ans
Unités de production d’énergie solaire ........................................................................................		Jusqu’à 35 ans
Unités de cogénération alimentées au gaz (« cogénération ») .......................................................		Jusqu’à 40 ans
Autres actifs ..............................................................................................................................		Jusqu’à 60 ans
Le coût est attribué aux principales composantes des immobilisations corporelles. Lorsque des éléments d’immobilisations corporelles ont des durées d’utilité différentes, ils sont comptabilisés comme des éléments distincts (des composantes principales) et amortis séparément. Pour s’assurer de la validité des durées d’utilité et des valeurs résiduelles, une révision est effectuée annuellement.

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Le calcul de l’amortissement est fonction de la juste valeur de l’actif, diminué de sa valeur résiduelle. L’amortissement d’un actif débute dès qu’il se trouve à l’endroit ou dans l’état nécessaire pour que la direction puisse l’exploiter de la manière prévue. Il cesse à la plus rapprochée des dates suivantes : la date à laquelle cet actif est classé comme étant détenu en vue de la vente ou la date à laquelle cet actif est décomptabilisé. Une immobilisation corporelle et toute composante importante sont décomptabilisées au moment de leur sortie ou lorsqu’aucun avantage économique futur n’est attendu de leur utilisation. Les autres actifs comprennent le matériel, les btiments et les améliorations locatives. Les btiments, le mobilier et les agencements, les améliorations locatives et le matériel de bureau sont comptabilisés au coût historique, diminués de l’amortissement cumulé. Les terrains et les immobilisations en cours ne sont pas assujettis à l’amortissement. L’amortissement des immobilisations corporelles au Brésil est calculé selon la durée de l’autorisation ou la durée d’utilité d’un actif de concession. La durée résiduelle moyenne pondérée était de 31 ans au 31 décembre 2021 (32 ans en 2020). Comme les droits fonciers font partie de la concession ou de l’autorisation, ce coût est également assujetti à l’amortissement. Tout amortissement cumulé au moment de la réévaluation est porté en diminution de la valeur comptable brute de l’actif, et le montant net est porté au montant réévalué de l’actif. Les profits et les pertes réalisés à la cession d’une immobilisation corporelle des actifs d’exploitation sont comptabilisés respectivement dans les postes Autres produits et Divers aux comptes consolidés de résultat. L’écart de réévaluation est reclassé dans les composantes respectives des capitaux propres et n’est pas reclassé en résultat net lorsque les actifs sont cédés. h) Contrats de location À la date de passation d’un contrat, Énergie Brookfield évalue si celui-ci est ou contient un contrat de location. Un contrat est ou contient un contrat de location s’il confère le droit de contrôler l’utilisation d’un bien déterminé pour un certain temps moyennant une contrepartie. Pour évaluer si un contrat confère le droit de contrôler l’utilisation d’un bien déterminé, Énergie Brookfield doit déterminer si :
• le contrat mentionne explicitement ou implicitement l’utilisation d’un bien déterminé, et il doit être physiquement
	distinct ou représenter la quasi-totalité de la capacité du bien physiquement distinct. Si le fournisseur a un droit de substitution substantiel, le bien n’est pas un bien déterminé;
• Énergie Brookfield a le droit d’obtenir la quasi-totalité des avantages économiques découlant de l’utilisation du
	bien tout au long de la durée d’utilisation et Énergie Brookfield a le droit de décider de l’utilisation du bien. Lorsqu’Énergie Brookfield détient les droits décisionnels qui présentent le plus de pertinence pour apporter des changements quant à savoir comment utiliser le bien et à quelle fin l’utiliser, elle a le droit de décider de l’utilisation du bien. Dans de rares circonstances où les décisions quant à savoir comment utiliser le bien et à quelle fin l’utiliser sont prédéterminées, Énergie Brookfield a le droit de décider de l’utilisation du bien si :
	◦ Énergie Brookfield a le droit d’exploiter le bien (ou de décider de la manière dont le bien est exploité par
		d’autres) tout au long de la durée d’utilisation, sans que le fournisseur puisse changer les consignes d’exploitation, ou
	◦ Énergie Brookfield a conçu le bien d’une façon qui prédétermine comment l’utiliser et à quelle
		fin l’utiliser.
À la date de passation ou de réappréciation d’un contrat qui contient une composante locative, Énergie Brookfield répartit la contrepartie prévue au contrat entre toutes les composantes locatives sur la base de leur prix distinct relatif. Dans le cas des contrats de location de terrains et de constructions dans lesquels elle est le preneur, Énergie Brookfield a choisi de ne pas séparer les composantes non locatives et, par conséquent, de comptabiliser les composantes locatives et non locatives comme une seule composante, de nature locative.


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Énergie Brookfield comptabilise un actif au titre du droit d’utilisation et une obligation locative à la date de début du contrat de location. L’actif au titre du droit d’utilisation est évalué initialement au coût qui comprend le montant de l’évaluation initiale de l’obligation locative, ajusté pour tenir compte des paiements de loyers versés à la date de début ou avant cette date, majoré des coûts directs initiaux engagés, le cas échéant, et d’une estimation des coûts pour le démantèlement et l’enlèvement du bien sous-jacent ou pour la remise en état du bien sous-jacent ou pour la restauration du lieu sur lequel repose le bien, déduction faite des avantages incitatifs à la location reçus. L’actif au titre du droit d’utilisation est par la suite amorti selon la méthode linéaire sur la période allant de la date de début jusqu’au terme de la durée d’utilité de cet actif, ou jusqu’au terme de la durée du contrat de location s’il est antérieur. La durée d’utilité estimée des actifs au titre de droits d’utilisation est déterminée sur la même base que celle des immobilisations corporelles. En outre, l’actif au titre du droit d’utilisation est périodiquement diminué des pertes de valeur, le cas échéant, et ajusté pour tenir compte de certaines réévaluations de l’obligation locative. L’obligation locative est évaluée initialement à la valeur actualisée des paiements de loyers qui n’ont pas été versés à la date de début, calculée à l’aide du taux d’intérêt implicite du contrat de location ou du taux d’emprunt marginal d’Énergie Brookfield si le taux d’intérêt implicite ne peut être déterminé facilement. En général, Énergie Brookfield utilise son taux d’emprunt marginal comme taux d’actualisation. Les paiements de loyers inclus dans l’évaluation de l’obligation locative comprennent ce qui suit :
• Les paiements fixes, y compris les paiements de loyers fixes en substance • Les paiements de loyers variables qui sont fonction d’un indice ou d’un taux, initialement évalués au moyen de
	l’indice ou du taux en vigueur à la date de début
• Les sommes qu’Énergie Brookfield s’attend à devoir au bailleur au titre de garantie de valeur résiduelle • Le prix d’exercice de l’option d’achat qu’Énergie Brookfield a la certitude raisonnable d’exercer, les paiements de
	loyers pendant une période visée par une option de renouvellement si Énergie Brookfield a la certitude raisonnable d’exercer une option de prolongation, et les pénalités exigées en cas de résiliation anticipée du contrat de location à moins qu’Énergie Brookfield n’ait la certitude raisonnable de ne pas résilier le contrat de manière anticipée
L’obligation locative est évaluée au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif. Elle est réévaluée lorsqu’il y a un changement dans les paiements de loyers futurs en raison d’une variation de l’indice ou du taux, lorsqu’il y a un changement dans l’estimation de la somme qu’Énergie Brookfield s’attend à devoir payer au bailleur au titre d’une garantie de valeur résiduelle ou lorsque l’évaluation de l’intention d’Énergie Brookfield modifie son évaluation d’exercer son option d’achat, de prolongation ou de résiliation change. Lorsque l’obligation locative est réévaluée pour ces raisons, un ajustement correspondant est porté à la valeur comptable de l’actif au titre du droit d’utilisation ou, si l’ajustement est une réduction de l’actif au titre du droit d’utilisation, est comptabilisé en résultat net si la valeur comptable de l’actif au titre du droit d’utilisation a été ramenée à néant. Énergie Brookfield présente les actifs au titre de droits d’utilisation dans les immobilisations corporelles et les obligations locatives, dans les autres passifs à long terme à l’état consolidé de la situation financière. Énergie Brookfield a choisi de ne pas comptabiliser les actifs au titre de droits d’utilisation et les obligations locatives des contrats de location à court terme dont la durée est d’au plus 12 mois et des contrats de location dont le bien sous-jacent est de faible valeur. Énergie Brookfield passe en charges les paiements de loyers prévus à ces contrats de location selon la méthode linéaire sur la durée du contrat de location. i) Dépréciation d’actifs Chaque date de clôture, la direction évalue s’il y a ou non une indication que les actifs ont perdu de la valeur. Pour les immobilisations corporelles et incorporelles non financières (y compris les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence), une perte de valeur est comptabilisée si la valeur recouvrable, considérée comme étant la valeur la plus élevée entre la juste valeur estimée, diminuée des coûts de la vente, et les flux de trésorerie futurs actualisés liés à l’utilisation et à la sortie éventuelle d’un actif ou d’une unité génératrice de trésorerie, est inférieure à la valeur comptable.
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Les projections des flux de trésorerie futurs tiennent compte des plans d’exploitation applicables et des meilleures estimations de la direction quant aux conditions les plus probables susceptibles de se produire. Si une perte de valeur est reprise ultérieurement, la valeur comptable de l’actif est augmentée à hauteur de la valeur la moins élevée entre l’estimation révisée de la valeur recouvrable et celle de la valeur comptable qui aurait été comptabilisée si aucune perte de valeur n’avait été comptabilisée antérieurement. j) Créances clients et autres actifs courants Les créances clients et autres actifs courants sont comptabilisés initialement à leur juste valeur, puis évalués au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif, diminué de toute provision pour pertes de crédit attendues. k) Instruments financiers Comptabilisation initiale Selon IFRS 9, Instruments financiers (« IFRS 9 »), l’achat normalisé ou la vente normalisée d’actifs financiers sont comptabilisés à la date de la transaction, soit la date à laquelle Énergie Brookfield s’engage à acheter ou à vendre l’actif. Les actifs financiers sont décomptabilisés lorsque les droits de percevoir les flux de trésorerie liés à des actifs financiers sont arrivés à expiration ou ont été transférés et qu’Énergie Brookfield a transféré la quasi-totalité des risques et avantages inhérents à la propriété. À la comptabilisation initiale, Énergie Brookfield évalue l’actif financier à sa juste valeur. Pour l’actif financier qui n’est pas classé à la juste valeur par le biais du résultat net (« JVRN »), les coûts de transaction qui sont directement attribuables à l’acquisition de l’actif financier sont inclus à la comptabilisation initiale. Les coûts de transaction des actifs financiers comptabilisés à la JVRN sont passés en charges dans le résultat net. Classement et évaluation L’évaluation ultérieure des actifs financiers est fonction de l’objectif économique d’Énergie Brookfield en matière de gestion de l’actif ainsi que des caractéristiques des flux de trésorerie de l’actif. Énergie Brookfield classe ses actifs financiers dans l’une des trois catégories suivantes : Coût amorti – Les actifs financiers détenus aux fins de la perception des flux de trésorerie contractuels qui représentent uniquement des remboursements de principal et des versements d’intérêts sont évalués au coût amorti. Le produit d’intérêt est comptabilisé aux états financiers dans les autres produits et les profits ou les pertes sont comptabilisés en résultat net lorsque l’actif est décomptabilisé ou déprécié. JVAERG – Les actifs financiers détenus en vue d’atteindre un certain objectif économique, autre que les positions de négociation à court terme, sont évalués à la JVAERG. Pour ce qui est des titres de créance évalués à la juste valeur par le biais des autres éléments du résultat global (« JVAERG »), les profits réalisés et les pertes subies sur les instruments de capitaux propres évalués à la JVAERG ne peuvent pas être recyclés en résultat net. Au moment de la décomptabilisation de l’actif, les profits ou les pertes cumulés sont directement transférés des AERG aux résultats non distribués. JVRN – Les actifs financiers ne respectant pas les critères de comptabilisation au coût amorti ou à la JVAERG sont évalués à la JVRN. Les profits ou les pertes sur ces passifs sont comptabilisés en résultat net. Énergie Brookfield évalue de manière prospective les pertes de crédit attendues découlant de ses actifs comptabilisés au coût amorti et à la JVAERG. Pour les créances clients et les actifs sur contrat, Énergie Brookfield applique la méthode simplifiée prévue par IFRS 9, selon laquelle les pertes attendues pour la durée de vie sont comptabilisées au moment de la comptabilisation initiale de l’actif. Selon la méthode simplifiée de comptabilisation des pertes de crédit attendues, les entités ne sont pas tenues de faire le suivi des variations du risque de crédit, mais doivent plutôt comptabiliser une correction de valeur chaque date de clôture en fonction des pertes de crédit attendues pour la durée de vie à compter de la date de comptabilisation initiale de l’actif.

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Figurent parmi les indications de dépréciation :
• des indices qu’un débiteur ou un groupe de débiteurs éprouvent de sérieuses difficultés financières; • un défaut ou retard de versement des intérêts ou de remboursement du principal; • la probabilité qu’un débiteur ou un groupe de débiteurs déclare faillite ou procède à un autre type de restructuration
	financière;
• une variation dans le nombre de retards ou dans la situation économique corrélée avec les défauts, lorsque des
	données observables indiquent une diminution mesurable des flux de trésorerie futurs estimés.
Les créances clients et les actifs sur contrat sont passés en revue sur le plan qualitatif au cas par cas afin de déterminer s’ils doivent être sortis. Les pertes de crédit attendues correspondent à la différence entre la valeur actualisée des flux de trésorerie contractuels devant être versés en vertu du contrat et les flux de trésorerie attendus. Les pertes de crédit attendues sont évaluées compte tenu du risque de défaut sur la durée du contrat et intègrent des informations prospectives dans leur évaluation. Les passifs financiers sont classés soit dans les passifs financiers évalués à la juste valeur par le biais du résultat net, soit au coût amorti, ou bien dans les dérivés désignés comme instruments de couverture dans une relation de couverture efficace. Énergie Brookfield détermine le classement de ses passifs financiers à la comptabilisation initiale. Les passifs financiers d’Énergie Brookfield comprennent les dettes fournisseurs et autres créditeurs, les emprunts de la société mère, les emprunts sans recours, les passifs dérivés, les montants à payer aux parties liées et les capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux. Les passifs financiers sont évalués initialement à la juste valeur, leur évaluation ultérieure étant déterminée selon leur classement dans les classes suivantes : JVRN – Les passifs financiers détenus à des fins de transaction, comme ceux acquis aux fins de vente à court terme, et les instruments financiers dérivés conclus par Énergie Brookfield qui ne respectent pas les critères de la comptabilité de couverture, et les capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux sont classés à la juste valeur par le biais du résultat net. Les profits ou les pertes sur ces genres de passifs sont comptabilisés en résultat net. Énergie Brookfield détient et exploite certains projets aux États-Unis dans le cadre de structures donnant droit à des avantages fiscaux pour financer la construction de projets solaires et éoliens. Ces structures sont conçues pour attribuer aux investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux des incitatifs fiscaux en faveur des énergies renouvelables, tels que les crédits d’impôt à l’investissement, les crédits d’impôt à la production et l’amortissement fiscal accéléré. En général, les structures donnant droit à des avantages fiscaux accordent aux investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux la majorité des bénéfices imposables américains des projets et des incitatifs fiscaux en faveur des énergies renouvelables, ainsi qu’une plus petite partie des flux de trésorerie des projets, jusqu’à un point déterminé par un contrat où les attributions sont ajustées (le « point de basculement »). Après le point de basculement, la majorité des bénéfices imposables américains des projets, des incitatifs fiscaux en faveur des énergies renouvelables et des flux de trésorerie sont attribués au commanditaire. Les dates du point de basculement dépendent généralement d’un retour sur investissement après impôt convenu dans le cadre des projets sous-jacents. Cependant, de temps à autre, les dates du point de basculement peuvent être spécifiées dans le contrat. À tout moment, avant et après le point de basculement des projets, Énergie Brookfield conserve le contrôle des projets financés par une structure donnant droit à des avantages fiscaux. Conformément à la substance des accords contractuels, les montants payés par les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux pour leurs participations sont classés comme des passifs liés à des instruments financiers dans les états consolidés de la situation financière et sont réévalués à leur juste valeur à chaque date de clôture, conformément à IFRS 9.

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La juste valeur du financement par capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux est généralement composée des éléments suivants :
Éléments touchant la juste valeur du financement par capitaux
	propres donnant droit à des avantages fiscaux		Description

		Répartition des CIP à l’investisseur ayant droit à des avantages
		fiscaux tirés de l’énergie produite pendant la période. Les CIP
		sont comptabilisés dans le poste Profit (perte) de change et sur
Crédits d’impôt sur la production (« CIP »)
		les instruments financiers et un montant correspondant est
		porté en réduction des passifs donnant droit à des
			avantages fiscaux.
		En vertu des contrats donnant droit à des avantages fiscaux,
		Énergie Brookfield est tenue d’attribuer des pourcentages
		spécifiques des pertes fiscales à l’investisseur ayant droit à des
		avantages fiscaux. À mesure que les montants sont attribués,
Perte fiscale, y compris les attributs fiscaux comme l’amortissement
		les obligations de prestation sont satisfaites et une réduction
fiscal accéléré
		du passif donnant droit à des avantages fiscaux est
		comptabilisée, un montant correspondant étant inscrit au poste
		Profit (perte) de change et sur les instruments financiers dans
			le compte consolidé de résultat.
		Certains contrats comprennent des seuils de production
		annuels. Si les seuils sont dépassés, l’investisseur ayant droit
		à des avantages fiscaux est tenu de verser des sommes en
Apport de paiements à l’utilisation
		trésorerie additionnelles. Les sommes en trésorerie versées
		augmentent la valeur des passifs donnant droit à des
			avantages fiscaux.
		Certains contrats prévoient également des distributions en
		trésorerie à l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux.
Distributions en trésorerie		Au moment du versement, le montant de la distribution en
		trésorerie est déduit des passifs donnant droit à des
			avantages fiscaux.
Coût amorti – Tous les autres passifs financiers sont classés au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif. Les profits et les pertes sont comptabilisés en résultat net lorsque les passifs sont décomptabilisés ainsi que dans le cadre du processus d’amortissement. Les profits et les pertes de réévaluation sur les passifs financiers classés au coût amorti sont présentés dans le compte consolidé de résultat. Le coût amorti est calculé selon la méthode du taux d’intérêt effectif, moins tout remboursement ou toute réduction du principal. Le calcul tient compte de toute surcote ou décote à l’acquisition et comprend les coûts et honoraires de transaction qui font partie intégrante du taux d’intérêt effectif. Cette catégorie comprend les dettes fournisseurs et autres créditeurs, les dividendes à payer, les prêts et emprunts portant intérêt ainsi que les facilités de crédit de la société mère. Dérivés et comptabilité de couverture Les dérivés sont initialement comptabilisés à la juste valeur à la date à laquelle un contrat dérivé est conclu et sont ultérieurement réévalués à leur juste valeur à la fin de chaque période de présentation de l’information financière. La comptabilisation des variations ultérieures de la juste valeur diffère selon que le dérivé a été désigné ou non comme instrument de couverture et, le cas échéant, selon la nature de l’élément couvert et le type de relation de couverture désigné. Énergie Brookfield désigne ses dérivés comme couverture :
• du risque de change lié aux flux de trésorerie de transactions prévues hautement probables (couvertures des flux
	de trésorerie);
• du risque de change lié aux investissements nets dans des établissements à l’étranger (couvertures d’un
	investissement net);
• du risque sur marchandises lié aux flux de trésorerie de transactions prévues hautement probables (couvertures des
	flux de trésorerie);
• du risque de taux d’intérêt variable lié au remboursement d’emprunts hautement probable (couvertures des flux
	de trésorerie).
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Au commencement de la relation de couverture, Énergie Brookfield désigne et consigne officiellement la relation de couverture à laquelle elle entend appliquer la comptabilité de couverture ainsi que l’objectif et la stratégie de gestion des risques qui sous-tendent la couverture. Une relation de couverture doit satisfaire à toutes les contraintes d’efficacité de la couverture qui suivent :
• Il existe un « lien économique » entre l’élément couvert et l’instrument de couverture. • Le risque de crédit n’a pas « d’effet dominant sur les variations de la valeur » qui résultent de ce lien économique. • Le ratio de couverture de la relation de couverture est égal au rapport entre la quantité de l’élément couvert qui est
	réellement couverte par Énergie Brookfield et la quantité de l’instrument de couverture qu’Énergie Brookfield utilise réellement pour couvrir cette quantité de l’élément couvert.
La juste valeur des divers instruments financiers dérivés utilisés à des fins de couverture et les variations de la réserve de couverture dans les capitaux propres sont présentées à la note 5, « Gestion des risques et instruments financiers ». Lorsqu’un instrument de couverture arrive à expiration, est vendu, est résilié, ou ne respecte plus les critères de comptabilité de couverture, le cumul des profits ou pertes latents et les coûts différés liés à la couverture jusqu’alors inscrits dans les capitaux propres restent ainsi comptabilisés jusqu’à la réalisation de la transaction prévue. Lorsque la transaction prévue n’est plus susceptible de se produire, le cumul des profits ou pertes latents et les coûts différés liés à la couverture sont immédiatement reclassés en résultat net. Si le ratio de couverture aux fins de la gestion du risque n’est plus optimal, mais que l’objectif de gestion du risque demeure inchangé et que la couverture continue d’être admissible à la comptabilité de couverture, la relation de couverture sera rééquilibrée en rajustant la quantité visée par l’instrument de couverture ou celle de l’élément couvert afin que le ratio de couverture corresponde au ratio utilisé aux fins de gestion du risque. Toute inefficacité de couverture est calculée et comptabilisée en résultat net au moment du rééquilibrage de la relation de couverture. i) Couvertures de flux de trésorerie répondant aux conditions requises pour l’application de la comptabilité de couverture La partie efficace de la variation de la juste valeur des dérivés qui sont désignés et admissibles comme couverture de flux de trésorerie est comptabilisée dans la réserve de couverture de flux de trésorerie dans les capitaux propres, jusqu’à concurrence du cumul des variations de la juste valeur de l’élément couvert sur une base actualisée depuis le commencement de la couverture. Les profits ou les pertes liés à la partie inefficace sont comptabilisés immédiatement en résultat net à titre de Profit (perte) de change et sur les instruments financiers. Les profits et les pertes découlant de la partie efficace de la variation de la juste valeur de la totalité du contrat à terme sont comptabilisés dans la réserve de couverture de flux de trésorerie dans les capitaux propres. Le cumul des montants comptabilisés dans les capitaux propres est reclassé dans la période où l’élément couvert a une incidence sur le résultat net. ii) Couvertures d’investissements nets répondant aux conditions requises pour l’application de la comptabilité de couverture Les couvertures d’investissement net dans des établissements à l’étranger sont comptabilisées de la même manière que les couvertures de flux de trésorerie. Les profits ou les pertes sur l’instrument de couverture liés à la partie efficace de la couverture sont comptabilisés dans les AERG et cumulés dans des réserves portées aux capitaux propres. Les profits ou les pertes liés à la partie inefficace sont comptabilisés immédiatement en résultat net à titre de Profit (perte) de change et sur les instruments financiers. Le cumul des profits et pertes dans les capitaux propres est reclassé en résultat net lorsque les établissements à l’étranger sont vendus, en tout ou en partie.

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iii) Inefficacité de la couverture Selon la politique de couverture d’Énergie Brookfield, l’utilisation d’instruments dérivés n’est permise que pour des relations de couverture efficace. Les sources de l’efficacité de la couverture sont déterminées au commencement de la relation de couverture et évaluées au moyen d’évaluations périodiques et prospectives de l’efficacité pour vérifier qu’il existe un lien économique entre l’élément couvert et l’instrument de couverture. Lorsque les conditions essentielles de l’instrument de couverture et de l’élément couvert sont en parfaite concordance, une appréciation qualitative de l’efficacité est réalisée. Pour les autres relations de couverture, un dérivé hypothétique est utilisé pour apprécier l’efficacité. l) Comptabilisation des produits et des charges La majorité des produits sont tirés de la vente de l’électricité produite par les centrales d’Énergie Brookfield et des services auxiliaires qui y sont liés à la fois aux termes de contrats et sur le marché libre. Les obligations sont remplies à mesure que le client reçoit et consomme simultanément les avantages tandis qu’Énergie Brookfield livre de l’électricité et des produits connexes. Les produits sont comptabilisés selon la puissance et la capacité distribuées, aux tarifs contractuels établis ou aux tarifs en vigueur dans le marché. Les produits correspondent à la contrepartie qu’Énergie Brookfield s’attend à recevoir en échange de ces biens et services. Les coûts liés à l’achat d’électricité ou de combustible sont comptabilisés à la livraison. Tous les autres coûts sont comptabilisés à mesure qu’ils sont engagés. Pour de plus amples renseignements sur les produits par région géographique et par type de technologie, se reporter à la note 6, « Informations sectorielles ». Lorsque c’est possible, Énergie Brookfield choisit d’appliquer la mesure de simplification selon IFRS 15, Produits des activités ordinaires tirés de contrats conclus avec des clients (« IFRS 15 »), pour évaluer la mesure dans laquelle une obligation de prestation est remplie et les obligations d’information relatives aux obligations de prestation qui restent à remplir. La mesure de simplification permet à une entité de comptabiliser les produits au montant auquel elle a le droit de facturer lui donnant droit à un montant de contrepartie correspondant directement à la valeur pour le client de la prestation remplie par l’entité jusqu’à la date considérée. Si la contrepartie dans un contrat pour lequel la mesure de simplification selon IFRS 15 n’est pas appliquée pour évaluer dans quelle mesure une obligation de prestation est remplie comprend un montant variable, Énergie Brookfield estime le montant de contrepartie qu’elle s’attend à recevoir en échange des biens transférés au client. La contrepartie variable est estimée à l’entrée en vigueur du contrat. Une limitation s’applique à la contrepartie variable jusqu’à ce qu’il soit hautement probable que le dénouement ultérieur de l’incertitude relative à cette contrepartie ne donnera pas lieu à un ajustement à la baisse importante du montant cumulatif comptabilisé des produits lorsque l’incertitude connexe est résorbée. Énergie Brookfield conclut également des accords regroupant la vente d’électricité et de produits connexes. L’électricité, la capacité et les crédits d’énergie renouvelable faisant l’objet de conventions d’achat d’électricité sont considérés comme des obligations de prestation distinctes. Conformément à IFRS 15, le prix de transaction aux termes d’un contrat est affecté à chaque obligation de prestation distincte et comptabilisé comme des produits des activités ordinaires lorsque l’obligation de prestation est remplie, ou à mesure qu’elle est remplie. Énergie Brookfield considère la vente d’électricité et de capacité comme une série de biens distincts qui sont essentiellement les mêmes et qui sont fournis au même rythme et évalués selon la méthode fondée sur les extrants. Énergie Brookfield considère les crédits d’énergie renouvelable comme des obligations de prestation remplies à un moment précis. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, les produits comptabilisés à un moment précis découlant de la vente de crédits renouvelables s’établissaient à
	183 millions $ (164 millions $ en 2020 et
114 millions $ en 2019). L’évaluation de la mesure dans laquelle une obligation de prestation est remplie et le transfert au client du contrôle de crédits renouvelables d’un accord intégré coïncident avec le rythme de comptabilisation des produits des activités ordinaires tirés de la production d’électricité sous-jacente. Les produits des activités ordinaires comptabilisés hors du champ d’application d’IFRS 15 comprennent des profits réalisés et des pertes subies sur les dérivés utilisés à des fins de gestion des risques des activités de production d’Énergie Brookfield associés aux prix des marchandises. Pour couvrir la totalité ou une partie des sources de revenus attendues, Énergie Brookfield conclut, de temps à autre, des contrats sur marchandises lorsqu’elle vend de l’électricité à un marché
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indépendant d’exploitation du réseau d’électricité et qu’aucune CAE n’est disponible. Ces contrats sur marchandises nécessitent des règlements périodiques dans le cadre desquels Énergie Brookfield reçoit un prix fixe en fonction d’une quantité spécifiée d’électricité et paie aux contreparties un prix de marché variable en fonction de la même quantité spécifiée d’électricité. Puisque ces dérivés sont comptabilisés selon la comptabilité de couverture, les variations de la juste valeur sont comptabilisées dans les produits au compte consolidé de résultat. Les opérations financières comprises dans les produits de l’exercice clos le 31 décembre 2021 ont entraîné une diminution des produits de 37 millions $ (augmentation de 55 millions $ en 2020 et de 9 millions $ en 2019). Soldes des contrats Actifs sur contrat – Un actif sur contrat est un droit d’obtenir une contrepartie en échange de biens ou de services qui ont été fournis au client. Si Énergie Brookfield fournit une prestation, c’est-à-dire des biens ou des services, à un client avant que ce dernier ne paie la contrepartie ou avant que le paiement ne soit exigible, un actif sur contrat est comptabilisé pour la contrepartie gagnée qui est conditionnelle. Créances clients – Une créance est le droit inconditionnel d’Énergie Brookfield à un montant de contrepartie (c’est-à-dire que seul l’écoulement du temps détermine que le paiement de la contrepartie est exigible). Passifs sur contrat – Un passif sur contrat est l’obligation de fournir à un client des biens ou des services pour lesquels Énergie Brookfield a reçu une contrepartie du client (ou pour lesquels un montant de contrepartie est exigible). Si le client paie la contrepartie avant qu’Énergie Brookfield fournisse une prestation, c’est-à-dire des biens ou des services, à un client, un passif sur contrat est comptabilisé au moment où le paiement est effectué ou au moment où le paiement est exigible (selon ce qui se produit en premier). Les passifs sur contrat sont comptabilisés comme des produits lorsqu’Énergie Brookfield remplit ses obligations de prestation aux termes du contrat. m) Impôts sur le résultat Les actifs et les passifs d’impôt exigible sont évalués afin de calculer le montant qui devrait être versé aux autorités fiscales, déduction faite des recouvrements, selon les taux d’imposition et les lois en vigueur ou pratiquement en vigueur aux dates de clôture. Les actifs et les passifs d’impôt exigible sont inclus respectivement dans les créances clients et autres actifs courants, et dans les dettes fournisseurs et autres créditeurs. L’impôt différé est comptabilisé lorsqu’il y a des différences temporaires imposables entre la base fiscale et la valeur comptable des actifs et des passifs. L’impôt différé n’est pas comptabilisé lorsque la différence temporaire résulte du goodwill ou de la comptabilisation initiale d’autres actifs et passifs dans le cadre d’une transaction qui n’est pas un regroupement d’entreprises et qui ne touche ni le bénéfice imposable ni le résultat comptable. Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés pour toutes les différences temporaires déductibles et les reports en avant de crédits d’impôt non utilisés et de pertes fiscales non utilisées, dans la mesure où il est probable que les déductions, les crédits d’impôt et les pertes fiscales puissent être utilisés. La valeur comptable des actifs d’impôt différé fait l’objet d’un examen à chaque date de clôture et est réduite dans la mesure où il n’est plus probable que les actifs d’impôt soient recouvrés. Les actifs et les passifs d’impôt différé sont évalués aux taux d’imposition qui devraient être en vigueur pour l’exercice au cours duquel l’actif sera réalisé ou le passif réglé, en fonction des taux d’imposition et des lois en vigueur ou pratiquement en vigueur à la date de clôture. Les impôts exigible et différé liés aux éléments comptabilisés directement dans les autres éléments du résultat global sont également comptabilisés directement dans les autres éléments du résultat global. n) Regroupements d’entreprises L’acquisition d’une entreprise est comptabilisée selon la méthode de l’acquisition. La contrepartie de chaque acquisition correspond au total des justes valeurs, à la date de l’échange, des actifs transférés, des dettes contractées à l’égard des anciens propriétaires de l’entreprise acquise, et des instruments de capitaux propres émis par l’acquéreur en échange du contrôle de l’entreprise acquise. Les actifs, passifs et passifs éventuels identifiables de l’entreprise acquise qui respectent les conditions de comptabilisation selon IFRS 3, Regroupements d’entreprises (« IFRS 3 »), sont comptabilisés à leur juste valeur à la date d’acquisition, sauf les impôts sur le résultat, qui sont évalués selon IAS 12, Impôts sur le résultat (« IAS 12 »), les paiements
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fondés sur des actions, qui sont évalués selon IFRS 2, Paiement fondé sur des actions, et les actifs non courants classés comme étant détenus en vue de la vente et évalués à leur juste valeur diminuée des coûts de la vente selon IFRS 5, Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées. La participation ne donnant pas le contrôle dans l’entreprise acquise est initialement évaluée selon la quote-part de la participation ne donnant pas le contrôle de la juste valeur nette des actifs, passifs et passifs éventuels identifiables comptabilisés ou, le cas échéant, selon la juste valeur des actions en circulation. Le goodwill est comptabilisé dans la mesure où le total de la juste valeur de la contrepartie versée, le montant de toute participation ne donnant pas le contrôle et la juste valeur de toute participation précédemment détenue dans l’entité acquise excèdent la juste valeur des immobilisations corporelles et incorporelles identifiables nettes acquises. Si l’écart est négatif, le montant est comptabilisé en résultat net à titre de profit. Le goodwill n’est pas amorti et n’est pas déductible aux fins de l’impôt. Toutefois, après la comptabilisation initiale, le goodwill est évalué au coût après déduction du cumul des pertes de valeur. Un test de dépréciation est effectué au moins une fois l’an, ou lorsque des circonstances, comme une diminution importante des produits, du résultat ou des flux de trésorerie prévus, indiquent qu’il est plus probable qu’improbable que le goodwill ait subi une perte de valeur. Les pertes de valeur à l’égard du goodwill ne peuvent être reprises. Lorsqu’un regroupement d’entreprises est réalisé par étapes, les participations détenues précédemment dans l’entité acquise sont réévaluées à leur juste valeur à la date d’acquisition, soit la date à laquelle le contrôle est obtenu, et le profit ou la perte qui en découle, le cas échéant, est comptabilisé en résultat net. Les montants découlant des participations dans l’entreprise acquise détenues avant la date d’acquisition qui ont été comptabilisés précédemment dans les autres éléments du résultat global sont reclassés en résultat net. Au moment de la sortie ou de la perte de contrôle d’une filiale, la valeur comptable de l’actif net de la filiale (y compris tout autre élément du résultat global lié à celle-ci) est décomptabilisée, et l’écart entre tout produit touché et la valeur comptable de l’actif net est comptabilisé en résultat comme un profit ou une perte. Lorsque cela s’applique, la contrepartie de l’acquisition comprend tout actif ou passif découlant d’une entente de contrepartie éventuelle, mesuré à la juste valeur à la date d’acquisition. Les variations ultérieures de la juste valeur sont inscrites dans le coût d’acquisition, quand elles sont considérées comme des ajustements liés à la période d’évaluation. Toutes les autres variations de la juste valeur de la contrepartie éventuelle classée à titre de passifs seront comptabilisées dans les comptes consolidés de résultat, tandis que les variations de la juste valeur de la contrepartie éventuelle classée dans les capitaux propres de la société ne font pas l’objet d’une réévaluation ultérieure. o) Actifs détenus en vue de la vente Les actifs et les groupes destinés à être cédés sont classés comme étant détenus en vue de la vente si leur valeur comptable est recouvrée principalement par le biais d’une transaction de vente plutôt que par l’utilisation continue. Cette condition est remplie uniquement lorsque la vente est hautement probable et que l’actif non courant ou le groupe destiné à être cédé est disponible à la vente immédiatement dans son état actuel. La direction doit s’engager à conclure la vente, et cette dernière devrait pouvoir satisfaire aux critères de comptabilisation à titre de vente réalisée moins d’un an suivant la date de classement, sous réserve de certaines exceptions. Lorsqu’Énergie Brookfield s’engage à l’égard d’un plan de vente impliquant la perte de contrôle d’une filiale, tous les actifs et les passifs de cette filiale sont classés comme étant détenus en vue de la vente lorsque les critères établis ci-dessus sont remplis, qu’elle conserve ou non une participation ne donnant pas le contrôle dans son ancienne filiale après la vente. Les actifs non courants et les groupes destinés à être cédés classés comme étant détenus en vue de la vente sont évalués au plus faible de leur valeur comptable antérieure et de leur juste valeur diminuée des coûts de la vente. Les actifs classés comme étant détenus en vue de la vente et les actifs d’un groupe destiné à être cédé sont présentés séparément des autres actifs dans l’état consolidé de la situation financière et sont classés comme courants. Les passifs d’un groupe destiné à être cédé classés comme étant détenus en vue de la vente sont présentés séparément des autres passifs dans les états consolidés de la situation financière et sont classés comme courants. Lorsqu’elles sont classées comme étant détenues en vue de la vente, les immobilisations corporelles et incorporelles ne sont pas amorties.
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p) Autres éléments i) Coûts inscrits à l’actif Les coûts inscrits à l’actif liés aux immobilisations en cours comprennent toutes les dépenses admissibles engagées relativement à l’acquisition, à la construction ou à la production d’un actif qualifié. Un actif qualifié est un actif qui exige une longue période de préparation avant de pouvoir être utilisé. Les intérêts et les coûts d’emprunt liés aux immobilisations en cours sont inscrits à l’actif lorsque les activités nécessaires pour préparer l’actif à son usage prévu ou à sa vente prévue sont en cours, que les dépenses liées à cet actif ont été engagées et que les fonds ont été utilisés ou empruntés pour financer la construction ou l’aménagement. Les coûts cessent d’être inscrits à l’actif lorsque celui-ci est prêt à être utilisé. ii) Prestations de retraite et avantages futurs du personnel Les prestations de retraite et les avantages futurs du personnel relativement aux employés des entités en exploitation faisant partie d’Énergie Brookfield sont comptabilisés dans les états financiers consolidés. Le coût des prestations de retraite au titre des régimes à prestations définies et des avantages postérieurs à l’emploi offerts est comptabilisé au fur et à mesure que les employés obtiennent droit à prestations. La méthode des unités de crédit projetées au prorata des années de service, qui se fonde sur les hypothèses les plus probables de la direction, est utilisée pour évaluer les prestations et autres avantages de retraite. Tous les écarts actuariels sont comptabilisés immédiatement par le biais des autres éléments du résultat global afin que le montant net de l’actif ou du passif au titre des régimes de retraite comptabilisés aux états consolidés de la situation financière reflète la valeur totale du déficit ou de l’excédent des régimes. L’intérêt net est calculé en appliquant le taux d’actualisation à l’actif ou au passif net au titre des prestations définies. Les variations du montant net des obligations au titre des prestations définies se rapportant aux coûts de service (qui comprennent le coût des services rendus pour l’exercice, le coût des services passés, ainsi que les profits et les pertes sur les réductions et les règlements ponctuels), et les charges d’intérêts nettes ou les produits d’intérêts nets sont comptabilisés dans les comptes consolidés de résultat. Les réévaluations, composées des écarts actuariels, de l’incidence du plafond de l’actif et du rendement des actifs des régimes (excluant l’intérêt net), sont comptabilisées immédiatement aux états consolidés de la situation financière, et un débit ou un crédit correspondant est porté aux autres éléments du résultat global pendant la période au cours de laquelle les réévaluations ont eu lieu. Les réévaluations ne sont pas reclassées en résultat net au cours de périodes ultérieures. Pour les régimes à cotisations définies, les montants sont passés en charges en fonction des droits à prestations des employés. iii) Passifs relatifs au démantèlement, à la remise en état et à l’environnement Les obligations juridiques et implicites liées à la mise hors service d’immobilisations corporelles sont comptabilisées en tant que passifs lorsque l’obligation est engagée et sont évaluées à la valeur actuelle des coûts prévus pour régler le passif, au moyen d’un taux d’actualisation qui reflète les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l’argent et les risques propres au passif. Le passif est désactualisé jusqu’à la date à laquelle il sera réglé, et une charge correspondante est comptabilisée dans les charges d’exploitation. La valeur comptable des passifs relatifs au démantèlement, à la remise en état et à l’environnement est revue chaque année, et l’incidence des modifications d’estimations touchant le montant des flux de trésorerie ou le moment prévu des débours est ajoutée au coût de l’actif connexe, ou déduite de celui-ci. iv) Provisions Une provision est un passif dont l’échéance ou le montant est incertain. Une provision est constituée lorsqu’Énergie Brookfield a une obligation actuelle juridique ou implicite résultant d’événements passés, qu’il est probable qu’une sortie de trésorerie soit nécessaire pour régler l’obligation et que le montant peut être estimé de façon fiable. Aucune provision n’est comptabilisée pour des pertes d’exploitation futures. La provision est évaluée à la valeur actuelle de la meilleure estimation des dépenses qui devraient être nécessaires pour régler l’obligation selon un taux d’actualisation qui tient compte des appréciations courantes du marché de la valeur temps de l’argent et des risques propres à l’obligation. Les provisions sont réévaluées chaque date de clôture au moyen du taux d’actualisation courant. L’augmentation de la provision au fil du temps est comptabilisée en tant que charge d’intérêts.

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v) Produits d’intérêts Les produits d’intérêts découlent du passage du temps et sont comptabilisés selon la méthode de la comptabilité d’engagement. vi) Subventions gouvernementales Énergie Brookfield est admissible à des subventions gouvernementales pour la construction ou l’acquisition d’actifs de production d’énergie renouvelable et la mise en service commerciale de ces actifs, dans la mesure où sa demande auprès de l’organisme concerné est acceptée. L’évaluation visant à déterminer si un projet respecte les conditions requises et s’il existe une assurance raisonnable que les subventions seront reçues sera effectuée au cas par cas. Énergie Brookfield réduit le coût de l’actif en fonction du montant de la subvention. Le montant des subventions est comptabilisé systématiquement en résultat net à titre de réduction de l’amortissement sur les périodes au cours desquelles est comptabilisé l’amortissement de ces actifs et proportionnellement à cet amortissement. Pour ce qui est des subventions liées au résultat, l’aide gouvernementale (correspondant à la différence entre le prix du marché et le prix fixe garanti) devient généralement exigible au moment de la production de l’électricité et de sa livraison au réseau pertinent. À ce stade, l’encaissement de la subvention devient raisonnablement assuré, et celle-ci est alors comptabilisée dans les produits au cours du mois de livraison de l’électricité. q) Estimations critiques Énergie Brookfield fait des estimations et pose des hypothèses qui influent sur la valeur comptable des actifs et des passifs, sur les informations relatives aux actifs et aux passifs éventuels ainsi que sur le montant déclaré des produits et des autres éléments du résultat global de l’exercice considéré. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. Les estimations et les hypothèses critiques dans la détermination des montants déclarés dans les états financiers consolidés portent sur les éléments suivants : i) Immobilisations corporelles La juste valeur des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est évaluée selon des estimations et des hypothèses quant aux prix futurs de l’électricité produite au moyen de sources renouvelables, à la production moyenne à long terme prévue, aux charges d’exploitation et aux dépenses d’investissement estimées, aux taux d’inflation futurs, aux taux d’actualisation ainsi qu’aux valeurs finales, comme il est décrit à la note 12, « Immobilisations corporelles à la juste valeur ». La détermination des hypothèses et estimations appropriées qui permettent à Énergie Brookfield d’évaluer ses immobilisations corporelles est question de jugement. Pour de plus amples renseignements, se reporter à la note 1 r) iii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Immobilisations corporelles ». L’estimation des durées d’utilité et des valeurs résiduelles permet de calculer l’amortissement. Des révisions annuelles sont effectuées pour s’assurer de l’exactitude des durées d’utilité et des valeurs résiduelles. ii) Instruments financiers Énergie Brookfield fait des estimations et pose des hypothèses qui influent sur la valeur comptable de ses instruments financiers, y compris des estimations et hypothèses quant aux prix futurs de l’électricité, à la production moyenne à long terme, aux prix de la capacité, aux taux d’actualisation, au moment de la livraison de l’électricité et aux éléments touchant la juste valeur du financement par capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux. La juste valeur des swaps de taux d’intérêt représente le montant estimé qu’une autre partie recevrait ou paierait si elle mettait fin aux swaps à la date de clôture, compte tenu des taux d’intérêt en vigueur sur les marchés. Le résultat de l’application de cette technique d’évaluation se rapproche de la valeur actualisée nette des flux de trésorerie futurs. Se reporter à la note 5, « Gestion des risques et instruments financiers », pour de plus amples renseignements.

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iii) Impôt différé Les états financiers consolidés comprennent des estimations et des hypothèses pour établir les taux d’imposition futurs applicables aux filiales et identifier les différences temporaires liées à chaque filiale. Les actifs et les passifs d’impôt différé sont évalués aux taux d’imposition qui devraient être en vigueur pour l’exercice au cours duquel l’actif sera réalisé ou le passif, réglé, en fonction des taux d’imposition et des lois en vigueur ou pratiquement en vigueur à la date de clôture. L’utilisation de plans et de prévisions d’exploitation permet d’évaluer le moment où les différences temporaires se résorberont selon le bénéfice imposable futur. iv) Passifs relatifs au démantèlement Les coûts relatifs au démantèlement seront engagés à la fin de la durée d’exploitation de certains actifs d’Énergie Brookfield. Ces obligations sont généralement éloignées dans le temps et exigent l’exercice de jugement. L’estimation des coûts relatifs au démantèlement peut varier en fonction de nombreux facteurs, y compris les changements des exigences légales, réglementaires et environnementales pertinentes, l’émergence de nouvelles techniques de restauration ou l’expérience d’autres centrales de production d’énergie. Sont inhérentes aux calculs de ces coûts des hypothèses et des estimations portant, entre autres, sur les montants du règlement final, le taux d’inflation, les taux d’actualisation et le moment du règlement. r) Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables Les jugements critiques rendus quant à l’application des méthodes comptables utilisées dans les états financiers consolidés et dont l’incidence est significative sur les montants qui y sont présentés portent sur les points suivants : i) Préparation des états financiers consolidés Les présents états financiers consolidés présentent la situation financière, les résultats d’exploitation et les flux de trésorerie d’Énergie Brookfield. Énergie Brookfield exerce son jugement pour déterminer si des filiales non entièrement détenues sont contrôlées par Énergie Brookfield. Pour ce faire, elle doit établir i) la façon dont les activités pertinentes de la filiale sont dirigées; ii) si les droits afférents aux participations sont des droits substantiels ou des droits de protection; et iii) la capacité d’Énergie Brookfield à influencer le rendement de la filiale. ii) Transactions sous contrôle commun Les regroupements d’entreprises sous contrôle commun sont spécifiquement exclus du champ d’application d’IFRS 3 et la direction a donc exercé son jugement pour choisir une méthode de comptabilisation appropriée pour ces transactions, et a pris en considération d’autres normes comptables pertinentes en tenant compte des principes énoncés dans les IFRS et de la réalité économique des transactions à l’étude. Énergie Brookfield a pour politique de présenter les actifs et les passifs comptabilisés découlant des transactions entre entités sous contrôle commun à la valeur comptable dans les états financiers du cédant et de refléter les résultats des entités regroupées dans les comptes consolidés de résultat, les états consolidés du résultat global, les états consolidés de la situation financière, les états consolidés des variations des capitaux propres et les tableaux consolidés des flux de trésorerie pour toutes les périodes présentées pendant lesquelles les entités étaient sous le contrôle commun du cédant, quel que soit le moment où survient le regroupement. Les écarts entre la contrepartie versée et les actifs et passifs reçus sont comptabilisés directement dans les capitaux propres. iii) Immobilisations corporelles La méthode comptable traitant des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 g), « Immobilisations corporelles et modèle de réévaluation ». L’application de cette méthode fait appel au jugement pour déterminer si certains coûts s’ajoutent à la valeur comptable des immobilisations corporelles, contrairement aux réparations et à l’entretien, dont les coûts sont passés en charges au moment où ils sont engagés. Lorsqu’un actif a été aménagé, il faut exercer du jugement pour établir le moment où cet actif peut être utilisé comme prévu et pour déterminer les coûts directement attribuables devant être inclus dans la valeur comptable de l’actif en voie d’aménagement. Les durées d’utilité des immobilisations corporelles sont déterminées périodiquement par des ingénieurs indépendants et la direction procède à des révisions annuelles.

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Énergie Brookfield détermine annuellement la juste valeur de ses immobilisations corporelles selon la méthode qu’elle juge raisonnable. En général, il s’agit d’un modèle d’analyse des flux de trésorerie actualisés sur 20 ans pour ses actifs hydroélectriques. Cette période de vingt ans est considérée comme raisonnable, étant donné que les plans d’immobilisations d’Énergie Brookfield portent sur vingt ans et que celle-ci estime qu’un tiers raisonnable n’aurait pas de préférence quant à l’estimation des flux de trésorerie sur une plus longue période ou à l’utilisation d’une valeur finale actualisée. La méthode utilisée pour ses actifs des secteurs éoliens, solaires et d’accumulation et divers consiste à harmoniser la durée du modèle avec la durée d’utilité résiduelle prévue des actifs visés. Le modèle d’évaluation intègre les flux de trésorerie futurs des conventions d’achat d’électricité à long terme en vigueur, lorsqu’il est établi que les conventions d’achat d’électricité sont directement liées aux actifs de production d’énergie connexes. Pour ce qui est de la production future estimée qui n’intègre pas les prix fixés par des conventions d’achat d’électricité à long terme, le modèle de flux de trésorerie repose sur des estimations des prix futurs de l’électricité, en tenant compte des cours proposés par des courtiers obtenus de sources indépendantes pour les années où le marché est liquide. L’évaluation de la production qui n’est pas directement liée à des conventions d’achat d’électricité à long terme s’appuie également sur l’utilisation d’une estimation à long terme des prix futurs de l’électricité. À cette fin, selon le modèle d’évaluation, un taux d’actualisation permettant de dégager un rendement raisonnable est appliqué au coût tout compris de construction de nouvelles centrales d’énergie renouvelable dont le profil de production est semblable à celui de l’actif évalué et sert de référence pour fixer le prix du marché de l’électricité provenant de sources renouvelables. La vision à long terme d’Énergie Brookfield repose sur le coût nécessaire pour obtenir de l’énergie supplémentaire de sources renouvelables en prévision de la croissance de la demande d’ici 2026 à 2035 en Amérique du Nord, d’ici 2029 en Colombie et d’ici 2025 au Brésil. L’année d’entrée est celle où les producteurs doivent augmenter la puissance pour maintenir la fiabilité des réseaux et fournir un niveau adéquat de réserve compte tenu de la mise hors service des plus anciennes centrales alimentées au charbon, de la hausse des coûts liés à la conformité environnementale en Amérique du Nord et en Europe et de l’accroissement global de la demande en Colombie et au Brésil. En ce qui concerne les activités en Amérique du Nord et en Europe, Énergie Brookfield a appliqué un taux d’actualisation estimatif au prix de ces nouvelles centrales d’énergie renouvelable pour établir les prix de l’électricité provenant de sources renouvelables générée par des centrales hydroélectriques, solaires et éoliennes. Au Brésil et en Colombie, l’estimation des prix futurs de l’électricité est calculée selon une approche similaire déjà appliquée en Amérique du Nord utilisant une prévision du coût tout compris de nouvelles centrales. Les valeurs finales sont incluses dans les évaluations des actifs hydroélectriques en Amérique du Nord et en Colombie. Pour ce qui est des actifs hydroélectriques au Brésil, les flux de trésorerie ont été inclus selon la durée de l’autorisation ou la durée d’utilité d’un actif de concession, compte tenu du renouvellement non récurrent d’une durée d’utilité de trente ans visant les actifs hydroélectriques admissibles. Les taux d’actualisation sont établis annuellement par la direction en tenant compte des taux d’intérêt courants, du coût moyen du capital sur le marché ainsi que du risque de prix et de l’emplacement géographique des centrales en exploitation. Les taux d’inflation sont aussi déterminés en fonction des taux d’inflation en cours et des attentes des économistes quant aux taux futurs. Les coûts d’exploitation sont fondés sur des budgets à long terme, majorés d’un taux d’inflation. Chaque centrale en exploitation dispose d’un plan d’immobilisations sur vingt ans auquel elle se conforme pour que ses actifs atteignent leur durée d’utilité maximale. Les prévisions relatives aux taux de change sont faites à partir des taux au comptant et des taux à terme disponibles, extrapolés au-delà des périodes pour lesquelles ils sont disponibles. Dans le choix des intrants susmentionnés relatifs au modèle d’actualisation des flux de trésorerie, la direction doit tenir compte des faits, des tendances et des plans lorsqu’elle se penche sur la façon de dégager une juste valeur raisonnable de ses immobilisations corporelles. iv) Instruments financiers La méthode comptable portant sur les instruments financiers d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 k), « Instruments financiers ». En ce qui a trait à l’application de cette méthode, le jugement se fonde sur les critères énoncés dans IFRS 9, pour comptabiliser les instruments financiers à la juste valeur par le biais du résultat net et à la juste valeur par le biais des autres éléments du résultat global ainsi que pour évaluer l’efficacité des relations de couverture.
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v) Impôt différé La méthode comptable portant sur les impôts sur le résultat d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 m), « Impôts sur le résultat ». Pour l’application de cette méthode, il faut exercer du jugement pour déterminer la probabilité d’utilisation des déductions, des crédits d’impôt et des pertes fiscales. s) Normes comptables récemment adoptées Modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 en ce qui concerne les informations à fournir Le 27 août 2020, l’IASB a publié les modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 découlant de la réforme des taux d’intérêt de référence (les « modifications issues de la phase II »), qui sont entrées en vigueur le 1er janvier 2021 et dont l’adoption anticipée était permise. Les modifications issues de la phase II offrent d’autres indications pour traiter de questions soulevées pendant la transition des taux d’intérêt de référence. Les modifications issues de la phase II se rapportent principalement à la modification des actifs financiers, des passifs financiers et des obligations locatives à l’égard desquels la base de détermination des flux de trésorerie contractuels change en raison de la réforme des
				taux
interbancaires offerts (« TIO »), permettant l’application prospective du taux d’intérêt de référence applicable et le recours à la comptabilité de couverture, et introduisant par le fait même une exception selon laquelle les modifications qui doivent être apportées à la désignation formelle et à la documentation des relations de comptabilité couverture pour tenir compte des changements requis en vertu de la réforme des TIO n’entraînent pas la cessation de la comptabilité de couverture ou la désignation de nouvelles relations de couverture. Énergie Brookfield a effectué une évaluation et a mis en œuvre un plan de transition pour tenir compte des incidences et refléter les changements découlant des modifications aux modalités contractuelles des emprunts à taux variable et des swaps de taux d’intérêt indexés à des TIO et de la mise à jour des désignations de ses couvertures. L’adoption n’a pas eu d’incidence importante sur la présentation de l’information financière d’Énergie Brookfield. t) Modifications de méthodes comptables futures Modifications d’IAS 1, Présentation des états financiers (« IAS 1 ») Les modifications apportées précisent la méthode de classement de la dette et des autres passifs à titre d’éléments courants ou non courants. Les modifications d’IAS 1 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2023. Énergie Brookfield évalue actuellement l’incidence de ces modifications. Modifications d’IFRS 3, Regroupements d’entreprises – Référence au Cadre conceptuel Les modifications ajoutent une exception au principe de comptabilisation d’IFRS 3 afin d’écarter la possibilité de comptabiliser des profits ou pertes au « deuxième jour » découlant de passifs et de passifs éventuels qui entreraient dans le champ d’application d’IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels, ou d’IFRIC 21, Droits ou taxes, s’ils étaient contractés de façon distincte. Conformément à l’exception, plutôt que d’appliquer le Cadre conceptuel, les entités doivent appliquer les conditions respectivement énoncées dans IAS 37 ou IFRIC 21 pour établir si, à la date d’acquisition, une obligation actuelle existe. Parallèlement, les modifications apportées ajoutent aussi un nouveau paragraphe à IFRS 3 afin de préciser que les actifs éventuels ne sont pas admissibles à la comptabilisation à la date d’acquisition. Les modifications d’IFRS 3 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2022. Énergie Brookfield évalue actuellement l’incidence de ces modifications. Il n’y a à l’heure actuelle aucune modification future aux IFRS susceptible d’avoir une incidence sur Énergie Brookfield.

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2. PRINCIPALES FILIALES Le tableau qui suit présente la liste des filiales d’Énergie Brookfield qui avaient une incidence importante sur sa situation financière et sur ses résultats d’exploitation au 31 décembre 2021 :
		Territoire de	Pourcentage des
		constitution,	droits de vote
		d’enregistrement ou		détenus ou
		d’activité		contrôlés
BP Brazil US Subco LLC .................................................................................		Delaware		100
Brookfield BRP Canada Corp...........................................................................		Ontario		100
Brookfield BRP Europe Holdings (Bermuda) Limited .......................................		Bermudes		100
Brookfield Power US Holding America Co. ......................................................		Delaware		100
Isagen S.A. E.S.P.1 ...........................................................................................		Colombie		99,70
TerraForm Power Parent, LLC1 ........................................................................		New York		100
1)	Contrôle exercé en vertu des droits de vote obtenus aux termes de conventions de vote conclues avec Brookfield.
3. ACQUISITIONS Portefeuil e éolien en Oregon Le 24 mars 2021, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition de la totalité d’un portefeuille de trois centrales éoliennes d’une puissance d’environ 845 MW et de projets de développement d’une puissance d’environ 400 MW (collectivement, le « portefeuille éolien en Oregon ») situés en Oregon, aux États-Unis. Le prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à environ 744 millions $. Les coûts de transaction, totalisant 6 millions $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 25 %.

Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à compter de la date d’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille éolien en Oregon se seraient élevés à 183 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021.

Portefeuil e de production décentralisée aux États-Unis Le 31 mars 2021, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une participation de 100 % d’une entreprise de production décentralisée (le « portefeuille de production décentralisée aux États-Unis ») regroupant des actifs en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW situés sur environ 600 sites et des actifs en développement d’une puissance de 700 MW, tous aux États-Unis. Le prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à environ 684 millions $. Les coûts de transaction, totalisant 2 millions $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 25 %.

Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à compter de la date d’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille de production décentralisée aux États-Unis se seraient élevés à 79 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021.

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La répartition du prix d’acquisition, à la juste valeur, au 31 décembre 2021, à l’égard des acquisitions est la suivante :
				Portefeuille de
			Portefeuille	production
			éolien en	décentralisée aux
			Oregon1	États-Unis	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie ..............................					1 $			1 $	2 $
Liquidités soumises à restrictions ....................................					49	5	54
Créances clients et autres actifs courants ..........................					28	23	51
Immobilisations corporelles ............................................					1 643	723	2 366
Passifs courants ..............................................................					(10)	(6)	(16)
Tranche courante des emprunts sans recours ....................					(74)	(7)	(81)
Instruments financiers .....................................................					(16)	—	(16)
Emprunts sans recours.....................................................					(761)	(133)	(894)
Provisions .......................................................................					(83)	(16)	(99)
Autres passifs non courants .............................................					(33)	(23)	(56)
Juste valeur des actifs nets acquis ....................................					744	567	1 311
Goodwill ........................................................................					—	117	117
Prix d’acquisition ............................................................					744 $	684 $		1 428 $
1)	La répartition du prix d’acquisition était provisoire au 31 décembre 2021.
Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence, Énergie Brookfield exerçant une influence notable grce à sa position dans l’entreprise, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date du placement. Polenergia Au cours du premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’achat d’une participation de 23 % dans une entreprise de production d’énergie renouvelable d’envergure en Pologne (« Polenergia »), relativement à son offre publique d’achat annoncée précédemment avec l’actionnaire majoritaire actuel de l’entreprise, à un coût approximatif de 175 millions $ (coût net de 44 millions $ pour Énergie Brookfield, pour une participation de 6 %). La participation d’Énergie Brookfield dans la société, de concert avec ses partenaires institutionnels et l’actionnaire majoritaire actuel de l’entreprise, s’élève à 75 %.

Réalisées en 2020 Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de l’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date d’acquisition. Portefeuil e de centrales d’énergie solaire en Espagne Le 11 février 2020, Énergie Brookfield, par l’intermédiaire de sa participation dans TerraForm Power, a conclu l’acquisition de la totalité d’un portefeuille de deux centrales d’énergie solaire concentrée situées en Espagne (collectivement, le « portefeuille de centrales d’ESC en Espagne »), d’une puissance nominale combinée d’environ 100 MW. Le prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement, s’élève à 111 millions € (121 millions $). Les coûts d’acquisition, totalisant 1 million $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat.

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Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à compter de la date d’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille de centrales d’ESC en Espagne se seraient élevés à 99 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2020. La répartition du prix d’acquisition, à la juste valeur, est la suivante :
	Portefeuille de centrales
		d’ESC en Espagne
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie ......................................................................			22 $
Liquidités soumises à restrictions ............................................................................			27
Créances clients et autres actifs courants ..................................................................			33
Immobilisations corporelles, à la juste valeur ...........................................................			661
Actifs d’impôt différé ..............................................................................................			14
Autres actifs non courants .......................................................................................			8
Passifs courants ......................................................................................................			(17)
Instruments financiers .............................................................................................			(148)
Emprunts sans recours.............................................................................................			(475)
Passifs relatifs au démantèlement ............................................................................			(23)
Autres passifs non courants .....................................................................................			(22)
Juste valeur des actifs nets acquis identifiables .........................................................			80
Goodwill ................................................................................................................			41
Prix d’acquisition ....................................................................................................			121 $
Réalisées en 2019 Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de l’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date d’acquisition. Portefeuil e éolien en Inde Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu une transaction en vue d’acquérir une centrale éolienne en exploitation en Inde d’une puissance de 105 MW le 7 juin 2019 et une centrale éolienne en exploitation de 105 MW le 8 juillet 2019 (collectivement, le « portefeuille éolien en Inde »). Énergie Brookfield a acquis, avec des partenaires institutionnels, le portefeuille éolien en Inde pour une contrepartie totale de 4,6 milliards INR (67 millions $), majoré d’un paiement éventuel qui devrait s’élever à 0,8 milliard INR (12 millions $). Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 25 % et 100 % des droits de vote. Les coûts d’acquisition, totalisant moins de 1 million $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ils ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits provenant du portefeuille éolien en Inde se seraient élevés à 37 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019. Centrale éolienne en Chine Le 30 septembre 2019, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une centrale éolienne en exploitation en Chine d’une puissance de 200 MW (la « centrale éolienne en Chine ») en contrepartie de 1 140 millions CNY (160 millions $). Énergie Brookfield détient une participation financière de 25 % et 100 % des droits de vote. Les coûts d’acquisition, totalisant moins de 1 million $, ont été passés en charges au fur et à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits provenant de la centrale éolienne en Chine se seraient élevés à 44 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019.

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Portefeuil e de production décentralisée aux États-Unis (« portefeuil e PD de TERP 2019 ») Le 26 septembre 2019, Énergie Brookfield,
	par l’intermédiaire de sa participation dans TerraForm Power, a acquis une
participation de 100 % dans un portefeuille de production distribuée de centrales d’énergie renouvelable aux États-Unis d’une puissance de 320 MW, pour une contrepartie totale de 735 millions $. Les coûts d’acquisition, totalisant 5 millions $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille PD de TERP 2019 se seraient élevés à 67 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019. La répartition des prix d’acquisition, à la juste valeur, est la suivante :
		Portefeuille		Portefeuille		Portefeuille
		éolien en		éolien en		PD de TERP
			Inde		Chine		2019	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie ..............................................................									— $	— $	3 $	3 $
Liquidités soumises à restrictions ...........................									14	2	—	16
Créances clients et autres actifs courants.................									14	51	47	112
Immobilisations corporelles, à la juste valeur ..........									243	307	753	1 303
Passifs courants .....................................................									(1)	(23)	(8)	(32)
Tranche courante des emprunts sans recours ...........									(12)	(18)	—	(30)
Instruments financiers ............................................									(4)	—	—	(4)
Emprunts sans recours ...........................................									(158)	(131)	—	(289)
Passifs d’impôt différé ...........................................									(8)	(28)	—	(36)
Passifs relatifs au démantèlement ...........................									(5)	—	(33)	(38)
Autres passifs non courants ....................................									(4)	—	(27)	(31)
Juste valeur des actifs nets acquis identifiables .......									79 $	160 $	735 $	974 $
Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence, Énergie Brookfield exerçant une influence notable grce à sa position dans l’entreprise, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date du placement. X-Elio En décembre 2019, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue de former une coentreprise à parts égales visant X-Elio. Établie en Espagne, X-Elio détient un portefeuille qui comprend des centrales d’énergie solaire en exploitation d’une puissance d’environ 972 MW, des actifs en construction d’une puissance d’environ 1 000 MW et un portefeuille d’actifs de développement d’une puissance de 5 000 MW principalement en Espagne, au Mexique, aux États-Unis et au Japon. Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 12,5 % dans le portefeuille de la coentreprise. La contrepartie d’Énergie Brookfield a totalisé 124 millions € (138 millions $).

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4. CESSION D’ACTIFS En juin 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’un portefeuille d’actifs éoliens en exploitation et de développement en Irlande d’une puissance de 656 MW. La contrepartie totale s’est élevée à environ 298 millions € (363 millions $), et la participation d’Énergie Brookfield dans le portefeuille était d’environ 40 %. La vente du portefeuille s’est traduite par un profit sur cession de 165 millions $ (montant net de 66 millions $ pour Énergie Brookfield) qui a été comptabilisé au poste Autres produits dans les comptes consolidés de résultat. Par suite de cette cession, la quote-part d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé après impôt de 29 millions $ auparavant classée dans le cumul des autres éléments du résultat global a été reclassée directement dans les capitaux propres et incluse au poste Cessions des états consolidés des variations des capitaux propres. En juin 2021, Énergie Brookfield a conclu la vente d’un portefeuille éolien de développement en Écosse d’une puissance de 271 MW. La contrepartie totale s’est élevée à environ 77 millions £ (108 millions $), et la participation d’Énergie Brookfield dans le portefeuille était de 100 %. La vente du portefeuille s’est traduite par un profit sur cession de 37 millions $ (montant net de 37 millions $ pour Énergie Brookfield) qui a été comptabilisé au poste Autres produits dans les comptes consolidés de résultat. En août 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’un portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW. La contrepartie totale s’est élevée à environ 392 millions $ et la participation d’Énergie Brookfield dans le portefeuille se situait dans une fourchette de 20 % à 100 %. La transaction a donné lieu à une perte sur cession de 9 millions $ (perte nette de 5 millions $ pour Énergie Brookfield) comptabilisée au poste Divers dans les comptes consolidés de résultat. Par suite de cette cession, la quote-part d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé après impôt de 60 millions $ auparavant classée dans le cumul des autres éléments du résultat global a été reclassée directement dans les capitaux propres et incluse au poste Cessions des états consolidés des variations des capitaux propres. L’information financière résumée relative aux cessions est présentée ci-après :

		Portefeuille	Portefeuille		Portefeuille
		éolien en	éolien en		éolien aux
	Note	Irlande	Écosse		États-Unis	Total
(EN MILLIONS)
Produit, déduction faite des coûts de transaction.....					358 $	107 $	387 $	852 $
Valeur comptable des actifs nets détenus en vue de
la vente
Actif ...............................................................					582	91	793	1 466
Passif ..............................................................					(389)	(21)	(397)	(807)
					193	70	396	659
Profit (perte) sur cession, déduction faite des coûts
de transaction ....................................................					165	37	(9)	193
Écart de conversion et couverture de flux de
trésorerie, déduction faite des couvertures
d’investissement, associées à la cession ..............	9				(35)	—	(6)	(41)
Profit total (perte totale) sur cession .......................					130 $	37 $	(15) $	152 $
5. GESTION DES RISQUES ET INSTRUMENTS FINANCIERS Énergie Brookfield court divers risques financiers en raison de ses activités, y compris le risque de marché (c’est-à-dire le risque sur marchandises, le risque de taux d’intérêt et le risque de change), le risque de crédit et le risque de liquidité. Énergie Brookfield a recours principalement à des instruments financiers pour gérer ces risques. L’analyse de sensibilité présentée ci-après rend compte des risques liés aux instruments qui, de l’avis d’Énergie Brookfield, sont sensibles aux fluctuations du marché et de la perte éventuelle pouvant découler de la sélection d’une ou de plusieurs variations hypothétiques. Par conséquent, l’information qui suit ne vise pas à décrire tous les risques que court Énergie Brookfield.

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a) Risque de marché Le risque de marché est défini aux présentes comme le risque de fluctuation de la juste valeur ou des flux de trésorerie futurs liés à un instrument financier détenu par Énergie Brookfield en raison de variations des prix du marché. Énergie Brookfield est exposée au risque de marché découlant des actifs et des passifs libellés en monnaies étrangères, de l’incidence des variations des taux d’intérêt et des passifs à taux variable. Le risque de marché est géré en finançant les actifs au moyen de passifs financiers libellés dans la même devise et assortis de modalités semblables quant aux taux d’intérêt, ainsi qu’en détenant des contrats financiers, tels que des swaps de taux d’intérêt et des contrats de change, de façon à réduire au minimum le reste du risque couru. Les instruments financiers détenus par Énergie Brookfield qui sont assujettis au risque de marché comprennent les emprunts ainsi que les instruments financiers comme les contrats de taux d’intérêt, les contrats de change et les contrats sur marchandises. Les catégories d’instruments financiers qui peuvent donner lieu à une variabilité considérable sont décrites ci-après : i) Risque de prix de l’électricité Énergie Brookfield vise à vendre de l’électricité en vertu de contrats à long terme afin d’assurer la stabilité des prix et de réduire son exposition aux marchés de gros. Le risque de prix de l’électricité est lié à la vente de sa part de production non régie par contrat et est réduit grce à des contrats d’énergie dérivés à court terme. Le risque de prix de l’électricité est défini aux présentes comme le risque de fluctuation de la juste valeur ou des flux de trésorerie futurs liés à un instrument financier détenu par Énergie Brookfield en raison de variations des prix de l’électricité. Le tableau qui suit résume l’incidence des variations du prix du marché de l’électricité aux 31 décembre. Cette incidence est présentée de façon à illustrer l’effet de ces variations sur le résultat net et sur les autres éléments du résultat global. Les sensibilités sont fondées sur l’hypothèse d’une variation de 5 % du prix du marché, toutes les autres variables demeurant constantes par ailleurs. La répercussion d’une variation de 5 % du prix de l’électricité du marché sur des contrats d’énergie dérivés en cours pour les exercices clos les 31 décembre est la suivante :
			Incidence sur les autres éléments du
		Incidence sur le résultat net1		résultat global1
					2021	2020		2019		2021			2020		2019
(EN MILLIONS)
Augmentation de 5 % .....................					(37) $	(13) $	(21) $		(21) $			(16) $	(12) $
Diminution de 5 % ..........................		40					14		8		22			16		12
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentielle, avant impôt.
ii) Risque de change
Le risque de change est défini aux présentes comme le risque de fluctuation de la juste valeur lié à un instrument financier détenu par Énergie Brookfield en raison de variations des taux de change. Énergie Brookfield est exposée au dollar canadien, à l’euro, au réal, au peso colombien, à la livre sterling, à la roupie indienne, au ringgit, au yuan et au zloty en raison des participations qu’elle détient dans des établissements étrangers. Par conséquent, les fluctuations du dollar américain par rapport à ces monnaies étrangères augmentent la volatilité du résultat net et des autres éléments du résultat global. Énergie Brookfield est partie à des contrats de change dans le but surtout d’atténuer cette exposition. Le tableau qui suit résume l’incidence des variations du taux de change aux 31 décembre sur les instruments financiers d’Énergie Brookfield. Cette incidence est présentée de façon à illustrer l’effet de ces variations sur le résultat net et sur les autres éléments du résultat global. Les sensibilités sont fondées sur l’hypothèse d’une variation de 5 % du taux de change, toutes les autres variables demeurant constantes par ailleurs.

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La répercussion d’une variation de 5 % des taux de change du dollar américain sur les swaps de change en cours pour les exercices clos les 31 décembre est la suivante :
			Incidence sur les autres éléments du
		Incidence sur le résultat net1		résultat global1
					2021	2020		2019		2021			2020		2019
(EN MILLIONS)
Augmentation de 5 % ....................		29 $				10 $	49 $		95 $			73 $	41 $
Diminution de 5 % .........................					(29)						(7)	(40)		(95)		(72)	(41)
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentielle, avant impôt.
iii) Risque de taux d’intérêt
Le risque de taux d’intérêt est défini aux présentes comme le risque de fluctuation de la juste valeur ou des flux de trésorerie futurs liés à un instrument financier détenu par Énergie Brookfield en raison de variations des taux d’intérêt. Les actifs d’Énergie Brookfield consistent essentiellement en actifs physiques de longue durée. Les passifs financiers d’Énergie Brookfield sont principalement constitués de dettes à long terme à taux fixe ou de dettes à taux variable qui ont été converties à taux fixe grce à des instruments financiers sur taux d’intérêt. À l’exception des passifs liés aux financements donnant droit à des avantages fiscaux, tous les autres passifs financiers non dérivés sont comptabilisés au coût amorti. Énergie Brookfield détient aussi des contrats sur taux d’intérêt pour s’assurer des taux fixes sur certaines émissions à venir de titres d’emprunt. Énergie Brookfield conclura des swaps de taux d’intérêt visant à réduire au minimum l’exposition aux fluctuations des taux d’intérêt sur sa dette à taux variable. Les fluctuations des taux d’intérêt pourraient avoir une incidence sur les flux de trésorerie d’Énergie Brookfield, principalement sur les intérêts à payer sur sa dette à taux variable, laquelle se limite à certains emprunts sans recours, dont la valeur totale du capital s’élevait à 6 758 millions $ (5 960 millions $ en 2020). De ce montant en capital, le taux d’intérêt d’une tranche de 3 493 millions $ (3 465 millions $ en 2020) a été fixé à l’aide de contrats sur taux d’intérêt. La juste valeur des actifs et des passifs comptabilisés relativement aux swaps de taux d’intérêt a été calculée selon un modèle d’évaluation utilisant des taux d’intérêt observables. Le tableau qui suit résume l’incidence des variations des taux d’intérêt aux 31 décembre. Cette incidence est présentée de façon à illustrer l’effet de ces variations sur le résultat net et sur les autres éléments du résultat global. Les sensibilités sont fondées sur l’hypothèse d’une variation de 1 % des taux d’intérêt, toutes les autres variables demeurant constantes par ailleurs. La répercussion d’une variation de 1 % des taux d’intérêt sur les swaps de taux d’intérêt, la dette à taux variable et des capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux en cours pour les exercices clos les 31 décembre est la suivante :
			Incidence sur les autres éléments du
		Incidence sur le résultat net1		résultat global1
					2021	2020		2019		2021			2020		2019
(EN MILLIONS)
Augmentation de 1 % ....................		15 $				37 $	37 $		114 $			122 $	69 $
Diminution de 1 % .........................					(16)						(38)	(38)		(124)		(129)	(69)
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentielle, avant impôt.
b) Risque de crédit Le risque de crédit est le risque de perte découlant du non-respect, par un emprunteur ou une contrepartie, de ses obligations contractuelles. L’exposition d’Énergie Brookfield au risque de crédit lié aux instruments financiers a trait essentiellement aux obligations des contreparties à l’égard des contrats d’énergie, des swaps de taux d’intérêt, des contrats de change à terme et des transactions physiques d’électricité.

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Énergie Brookfield réduit au minimum le risque de crédit lié aux contreparties par le choix, la surveillance et la diversification des contreparties, et par l’utilisation de contrats commerciaux types, et d’autres techniques d’atténuation des risques de crédit. De même, les conventions d’achat d’électricité d’Énergie Brookfield sont examinées régulièrement et la majorité d’entre elles sont conclues avec des clients qui ont un historique de crédit de longue date ou une notation de première qualité, ce qui limite le risque de non-recouvrement. Pour de plus amples renseignements sur le solde des créances clients d’Énergie Brookfield, se reporter à la note 23, « Créances clients et autres actifs courants ». L’exposition maximale au risque de crédit aux 31 décembre s’établissait comme suit :
			2021	2020
(EN MILLIONS)
Créances clients et autres créances à court terme		................................................................	807 $	792 $
Créances à long terme			216	108
Actifs liés aux instruments financiers1					..............................................................................	127		139
Montants à recevoir de parties liées1 .........................................................................................			177	56
Actif sur contrat1						...........................................................................................................	445		455
								1 772 $		1 550 $
1)	Comprennent les montants courants et non courants.
c) Risque de liquidité Le risque de liquidité représente le risque qu’Énergie Brookfield ne puisse pas combler des besoins de trésorerie ou s’acquitter d’une obligation à son échéance. Le risque de liquidité est atténué par les soldes de trésorerie et d’équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield et par son accès à des facilités de crédit non utilisées. Pour de plus amples renseignements sur la tranche non utilisée des facilités de crédit, se reporter à la note 14, « Emprunts ». Énergie Brookfield veille aussi à avoir accès aux marchés financiers et maintient une solide note de crédit de première qualité. Énergie Brookfield est également exposée au risque lié au financement par emprunt. Ce risque est atténué par la nature à long terme des instruments d’emprunt et par l’échelonnement des dates d’échéance sur une longue période.

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OBLIGATIONS EN MATIÈRE DE TRÉSORERIE Le tableau suivant classe les obligations en matière de trésorerie liées aux passifs d’Énergie Brookfield en les regroupant par classe d’échéance pertinente définie en fonction de la durée restante entre les dates de clôture et la date d’échéance contractuelle. Comme les montants représentent les flux de trésorerie contractuels non actualisés (majorés des coûts de financement non amortis et du cumul des amortissements, le cas échéant), ils pourraient ne pas correspondre aux montants présentés aux états consolidés de la situation financière.
		Moins de	De 2 à	Plus de
AU 31 DÉCEMBRE 2021
		1 an	5 ans	5 ans	Total
(EN MILLIONS)
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ....................................						779 $	— $	— $	779 $
Passifs liés à des instruments financiers1, 2 ...............................						400	358		207		965
Montants à payer à des parties liées .........................................						164	34		—		198
Autres passifs non courants – paiements relatifs
aux concessions .................................................................						1	6		13		20
Obligations locatives1 .............................................................						30	129		305		464
Emprunts de la société mère1...................................................						—	317		1 839		2 156
Emprunts sans recours1 ...........................................................		1 818	6 926	10 608	19 352
Intérêts à payer sur les emprunts3 ............................................						912	2 989		3 987		7 888
Total.......................................................................................			4 104 $	10 759 $	16 959 $	31 822 $

		Moins de	De 2 à	Plus de
AU 31 DÉCEMBRE 2020		1 an	5 ans	5 ans	Total
(EN MILLIONS)
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ....................................						625 $	— $	— $	625 $
Passifs liés à des instruments financiers1, 2 ...............................						283		513		155		951
Montants à payer à des parties liées .........................................						506		11		—		517
Autres passifs non courants – paiements relatifs
aux concessions .................................................................						1		5		12		18
Obligations locatives1 .............................................................						33		112		294		439
Emprunts de la société mère1...................................................						3		314		1 826		2 143
Emprunts sans recours1 ...........................................................		1 141		5 214		9 651		16 006
Intérêts à payer sur les emprunts3 ............................................						824		2 682		2 827		6 333
Total.......................................................................................		3 416 $	8 851 $	14 765 $	27 032 $
1)	Comprennent les montants courants et non courants.
2)	Comprennent les passifs liés aux financements donnant droit aux avantages fiscaux qui seront en partie réglés au moyen d’attributs fiscaux
sans effet de trésorerie
3)	Correspondent au total des intérêts qui devraient être versés sur la durée des obligations, si celles-ci sont détenues jusqu’à l’échéance. Les
paiements d’intérêts à taux variable ont été calculés selon des taux d’intérêt estimés.
Informations sur la juste valeur La juste valeur constitue le prix qui serait reçu à la vente d’un actif, ou payé au transfert d’un passif dans une transaction ordonnée entre les participants du marché, à la date d’évaluation. Lorsque la juste valeur est établie à l’aide de modèles d’évaluation, il faut avoir recours à des hypothèses quant au montant et à l’échéancier des flux de trésorerie futurs estimatifs et aux taux d’actualisation. Pour déterminer ces hypothèses, la direction se base principalement sur des données de marché externes facilement observables, comme les courbes des taux d’intérêt, les taux de change, les prix des marchandises et, selon le cas, les écarts de taux. L’évaluation de la juste valeur d’un actif non financier représente la contrepartie qui serait reçue dans le cadre d’une transaction ordonnée entre les participants du marché, compte tenu d’une utilisation optimale de l’actif.
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Les actifs et les passifs mesurés à la juste valeur sont classés dans l’un des trois niveaux de la hiérarchie décrite ci-dessous. Chaque niveau correspond à un degré de fiabilité des données utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs. Niveau 1 – Données fondées sur les prix cotés non ajustés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques; Niveau 2 – Données autres que les prix cotés du niveau 1, observables pour l’actif ou le passif de façon directe ou indirecte; Niveau 3 – Données liées à l’actif ou au passif qui ne sont pas fondées sur des données observables sur le marché. Le tableau suivant présente les actifs et les passifs d’Énergie Brookfield évalués et présentés à la juste valeur et classés selon la hiérarchie des justes valeurs aux 31 décembre :
		Niveau 1		Niveau 2	Niveau 3	2021	2020
(EN MILLIONS)
Actifs évalués à la juste valeur :
Trésorerie et équivalents de trésorerie .............			764 $							— $	— $	764 $	431 $
Liquidités soumises à restrictions1 ..................		312							—					—		312		283
Actifs liés à des instruments financiers1
Contrats d’énergie dérivés ..........................											—					34						21	55	135
Swaps de taux d’intérêt ..............................											—					40						—	40	—
Swaps de change ........................................											—					32						—	32	4
Placements dans des titres de créance et de
capitaux propres2 .......................................											—					95						100	195	175
Immobilisations corporelles ...........................											—					—	49 432	49 432	44 590
Passifs évalués à la juste valeur :
Passifs liés à des instruments financiers1
Contrats d’énergie dérivés ..........................											—		(184)					(42)		(226)	(33)
Swaps de taux d’intérêt ..............................											—		(228)					—		(228)	(422)
Swaps de change ........................................											—					(56)						—	(56)	(94)
Passifs liés aux financements donnant
droit à des avantages fiscaux .....................											—					—		(455)		(455)	(402)
Contrepartie éventuel e3 .................................											—					—						(3)	(3)	(1)
Passifs pour lesquels la juste valeur est
présentée :
Emprunts de la société1 ..................................		(2 334)							—					—	(2 334)	(2 448)
Emprunts sans recours1 ..................................		(2 405)		(18 030)						—	(20 435)	(17 991)
Total..............................................................			(3 663) $ (18 297) $			49 053 $	27 093 $	24 227 $
1)	Comprennent le montant courant et le montant non courant.
2)	Ne tiennent pas compte de placements dans des titres de créance d’un montant de néant (155 millions $ en 2020) évalués au coût amorti.
3)	Se rapporte à des regroupements d’entreprises effectués en 2021 comportant des obligations venant à échéance entre 2022 et 2027.
Aucun reclassement n’a eu lieu au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021.

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Information sur les instruments financiers Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux 31 décembre :
		2021		2020
			Actif	Actif
	Actif	Passif			(passif) net	(passif) net
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés .....................................................							55 $	226 $	(171) $	102 $
Swaps de taux d’intérêt .........................................................	40							228			(188)	(422)
Swaps de change ..................................................................	32							56			(24)	(90)
Placements dans des titres de créance et titres de
capitaux propres ...............................................................	195							—			195	330
Passifs liés aux financements donnant droit à
des avantages fiscaux .......................................................	—							455			(455)	(402)
Total.....................................................................................	322							965			(643)	(482)
Moins : tranche courante .......................................................	60							400			(340)	(221)
Tranche non courante ............................................................							262 $	565 $	(303) $	(261) $

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Le tableau suivant présente la variation du montant total de la position nette de l’actif au titre des instruments financiers d’Énergie Brookfield aux 31 décembre et pour les exercices clos à ces dates :
	Notes	2021	2020
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice .....................................................................................................					(482) $	(413) $
Augmentations (diminutions) de la position nette du passif au titre des instruments financiers :
(Perte latente) profit latent par le biais du résultat net sur les passifs liés financements
					donnant droit à des avantages fiscaux........................................................................	a)	(21)			(12)
(Perte latente) profit latent par le biais des autres éléments du résultat global sur les
					placements dans des titres de capitaux propres ..........................................................	b)	3			(1)
(Perte latente) par le biais du résultat net sur les contrats d’énergie dérivés ........................	c)	(124)			(28)
(Perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur les contrats
					d’énergie dérivés .......................................................................................................	c)	(148)			(4)
Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les swaps de taux d’intérêt .........	d)	72			(28)
Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur les swaps
					de taux d’intérêt .........................................................................................................	d)	96			(57)
Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les swaps de change...................	e)	102			126
Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur les swaps
					de change...................................................................................................................	e)	8			(40)
Acquisitions, règlements et autres .......................................................................................				(149)				(25)
Solde à la fin de l’exercice ........................................................................................................					(643) $	(482) $

Passifs liés à des instruments financiers désignés à la juste valeur par le biais du
résultat net :
Passifs liés aux financements donnant droit à des avantages fiscaux .................................	a)			(455) $	(402) $

Actifs liés à des instruments financiers désignés à la juste valeur par le biais des
autres éléments du résultat global :
Placements dans des titres de capitaux propres ..................................................................	b)			195 $	175 $

Actifs liés à des instruments financiers désignés au coût amorti
Placements dans des titres de créance ................................................................................	b)			— $	155 $

Actifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
Contrats d’énergie dérivés .................................................................................................	c)			42 $	78 $
Swaps de taux d’intérêt .....................................................................................................	d)	18	—
Swaps de change ...............................................................................................................	e)	2			4
					62 $	82 $

Actifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
					Contrats d’énergie dérivés ................................................................................................	c)			13 $	57 $
					Swaps de taux d’intérêt ....................................................................................................	d)	22			—
					Swaps de change ..............................................................................................................	e)	30			—
					65 $	57 $

Passifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
					Contrats d’énergie dérivés ...............................................................................................	c)			(130) $	(32) $
					Swaps de taux d’intérêt ....................................................................................................	d)	(111)			(183)
					Swaps de change ..............................................................................................................	e)	(8)			(23)
					(249) $	(238) $

Passifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
					Contrats d’énergie dérivés ...............................................................................................	c)			(96) $	(1) $
					Swaps de taux d’intérêt ...................................................................................................	d)	(117)			(239)
					Swaps de change .............................................................................................................	e)	(48)			(71)
					(261) $	(311) $

Total des instruments financiers, montant net ...........................................................................					(643) $	(482) $


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a) Passifs liés aux financements donnant droit à des avantages fiscaux Énergie Brookfield détient et exploite certains projets aux États-Unis dans le cadre de structures donnant droit à des avantages fiscaux pour financer la construction de projets solaires et éoliens. Conformément à la substance des accords contractuels, les montants payés par les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux pour leurs participations sont classés comme des passifs liés à des instruments financiers dans les états consolidés de la situation financière. Les profits ou les pertes sur les passifs liés aux financements donnant droit aux avantages fiscaux sont comptabilisés au poste Profit (perte) de change et sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat. b) Placements dans des titres de capitaux propres et des titres de créance Les placements d’Énergie Brookfield dans des titres de capitaux propres et des titres de créance sont comptabilisés à la JVAERG et au coût amorti. Se reporter à la note 1 k) « Mode de présentation et principales méthodes comptables
	–
Instruments financiers ». c) Contrats d’énergie dérivés Énergie Brookfield a conclu des contrats d’énergie dérivés à long terme principalement afin de stabiliser ou d’éliminer le risque de prix à la vente d’une partie de la production d’électricité future. Certains contrats d’énergie sont comptabilisés dans les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield à un montant équivalant à leur juste valeur, laquelle est établie selon les prix du marché, ou, si aucun cours de marché n’est disponible, selon un modèle d’évaluation utilisant à la fois des éléments probants et des prévisions établis en interne et provenant de tierces parties. Il existe un lien économique entre les éléments couverts et les instruments de couverture puisque les conditions des contrats d’énergie dérivés correspondent à celles des transactions prévues hautement probables (c.-à-d., montant notionnel et date prévue de paiement). Énergie Brookfield a établi un ratio de couverture de 1:1 pour les relations de couverture. Pour évaluer l’efficacité de la couverture, Énergie Brookfield utilise un dérivé hypothétique et compare les variations de la juste valeur des instruments de couverture aux variations de la juste valeur des éléments couverts qui sont attribuables aux risques couverts. L’inefficacité de la couverture peut découler de différents indices (par conséquent, de différentes courbes) liés au risque couvert des éléments couverts et des instruments de couverture. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, des profits de 25 millions $ liés aux contrats d’énergie dérivés ont été réalisés et reclassés des autres éléments du résultat global aux comptes consolidés de résultat (55 millions $ en 2020 et 9 millions $ en 2019). Selon les prix du marché au 31 décembre 2021, des pertes latentes de 72 millions $ (profit de 19 millions $ en 2020 et profit de 22 millions $ en 2019) comptabilisées dans le cumul des autres éléments du résultat global au titre des contrats d’énergie dérivés devraient être réglées ou reclassées en résultat net au cours des 12 prochains mois. Toutefois, le montant réel reclassé du cumul des autres éléments du résultat global pourrait fluctuer en raison de la variation future des prix du marché. Le tableau suivant présente les contrats d’énergie dérivés désignés comme instruments de couverture :
Contrats d’énergie dérivés		31 décembre 2021	31 décembre 2020
Valeur comptable (actif/(passif))...................................................................				(83)	56
Montant notionnel, en millions de dollars américains ....................................				351	376
Montant notionnel (GWh) ............................................................................				10 022	11 478
Taux de couverture moyen pondéré pour l’exercice ($/MWh)........................				35	33
Dates d’échéance .........................................................................................						2022 - 2027	2021 - 2027
Ratio de couverture ......................................................................................				1:1	1:1
Variation de la valeur au comptant actualisée des instruments de
couverture en vigueur ..............................................................................				(124)	17
Variation de la valeur de l’élément couvert utilisé afin de déterminer
l’efficacité de la couverture......................................................................				117	(19)

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Les pertes découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Profit (perte) de change et sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat liée aux contrats d’énergie dérivés (couvertures de flux de trésorerie) pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont élevées à 7 millions $ (perte de 2 millions $ en 2020 et néant en 2019). d) Couvertures de taux d’intérêt Énergie Brookfield a conclu des contrats de couverture de taux d’intérêt principalement en vue de réduire au minimum l’exposition aux fluctuations des taux d’intérêt sur sa dette à taux variable ou de bloquer des taux d’intérêt sur le refinancement futur de la dette. Tous les contrats de couverture de taux d’intérêt sont comptabilisés à la juste valeur dans les états financiers consolidés. Il existe un lien économique entre les éléments couverts et les instruments de couverture puisque les modalités des couvertures de taux d’intérêt correspondent à celles des emprunts à taux fixe correspondants (c.-à-d., montant notionnel, échéance, dates de paiement et dates de révision). Énergie Brookfield a établi un ratio de couverture de 1:1 pour les relations de couverture. Pour évaluer l’efficacité de la couverture, Énergie Brookfield utilise un dérivé hypothétique et compare les variations de la juste valeur des instruments de couverture aux variations de la juste valeur des éléments couverts qui sont attribuables aux risques couverts. L’inefficacité de la couverture peut découler :
• de l’application de différentes courbes de taux d’intérêt pour actualiser l’élément couvert et l’instrument
	de couverture;
• d’une différence entre l’échéancier des flux de trésorerie de l’élément couvert et celui de l’instrument
	de couverture;
• du risque de crédit des contreparties qui a une incidence asymétrique sur les variations de la juste valeur de
	l’instrument de couverture et de l’élément couvert.
Des contrats d’une exposition notionnelle totale de 3 437 millions $ étaient en vigueur au 31 décembre 2021 (3 748 millions $ en 2020), y compris 789 millions $ (962 millions $ en 2020) liés à des conventions non formellement désignées comme instruments de couverture. Le taux d’intérêt fixe moyen pondéré résultant de ces contrats est de 1,5 % (3 % en 2020). Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les fluctuations nettes liées aux couvertures de flux de trésorerie réalisées et reclassées des autres éléments du résultat global à la charge d’intérêts comptabilisée dans les comptes consolidés de résultat se sont traduites par des pertes de 18 millions $ (pertes de 12 millions $ en 2020 et pertes de 22 millions $ en 2019).
Selon les prix du marché au 31 décembre 2021, des pertes latentes de 41		millions $ (34 millions $ en 2020 et 15 millions $
en 2019) comptabilisées dans le cumul des autres éléments du résultat global au titre des swaps de taux d’intérêt devraient être réglées ou reclassées en résultat au cours des 12 prochains mois. Toutefois, le montant réel reclassé à partir du cumul des autres éléments du résultat global pourrait fluctuer en raison de la variation future des taux du marché.

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Le tableau suivant présente les couvertures de taux d’intérêt désignées comme instruments de couverture :
Couvertures de taux d’intérêt		31 décembre 2021	31 décembre 2020
Valeur comptable (actif/(passif))...................................................................				(95)	(239)
Montant notionnel – $ ..................................................................................				558	546
Montant notionnel – $ CA1 ..........................................................................				377	342
Montant notionnel – €1.................................................................................				1 572	1 279
Montant notionnel – COP1 ...........................................................................				141	619
Dates d’échéance .........................................................................................						2022 - 2039	2021 - 2039
Ratio de couverture ......................................................................................				1:1	1:1
Variation de la valeur au comptant actualisée des instruments de couverture
en vigueur ...............................................................................................				80	(56)
Variation de la valeur de l’élément couvert utilisé afin de déterminer
l’efficacité de la couverture......................................................................				(97)	59
1)	Les montants notionnels des couvertures de taux d’intérêt libellées en monnaies étrangères sont présentés en dollars américains équivalents
en fonction du taux de change au comptant au 31 décembre 2021.
La perte découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Profit (perte) de change et sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat liée aux contrats sur taux d’intérêt (couvertures de flux de trésorerie) pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 était de 17 millions $ (2 millions $ en 2020 et 1 million $ en 2019). e) Swaps de change Énergie Brookfield a conclu des swaps de change visant à réduire au minimum son exposition aux fluctuations de change qui ont une incidence sur ses placements et ses résultats dans des établissements étrangers et à fixer le taux de change sur certaines transactions prévues libellées en monnaies étrangères. Il existe un lien économique entre l’élément couvert et l’instrument de couverture puisque le placement net ou la transaction future libellée en monnaies étrangères créent un risque de change qui correspondra à celui de l’instrument de couverture correspondant. Énergie Brookfield a établi un ratio de couverture de 1:1 étant donné que le risque sous-jacent de l’instrument de couverture correspond parfaitement à la composante de risque couvert. Certaines filiales de Brookfield qui sont contrôlées par Énergie Brookfield selon une convention de vote ont passé des conventions-cadres de couverture, nommant Brookfield comme leur mandataire pour conclure certaines opérations sur dérivés avec des contreparties externes pour se couvrir contre des fluctuations des taux de change. Aux termes de chaque convention, Brookfield a droit au remboursement de tous les frais tiers engagés relativement à ces opérations sur dérivés. La quasi-totalité des swaps de change d’Énergie Brookfield sont passés aux termes d’une convention-cadre de couverture. Au 31 décembre 2021, des contrats d’une exposition notionnelle totale de 2 701 millions $ étaient en cours (1 355 millions $ en 2020), y compris 561 millions $ (104 millions $ en 2020) liés à des conventions non formellement désignées comme instruments de couverture. Aucun profit latent ni aucune perte latente comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat global au titre des swaps de change ne devraient être réglés ou reclassés en résultat au cours des 12 prochains mois (néant en 2020 et en 2019). Toutefois, le montant réel reclassé du cumul des autres éléments au résultat global pourrait fluctuer en raison de la variation future des taux du marché.

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Le tableau suivant présente les swaps de change désignés comme instruments de couverture :
Swaps de change			31 décembre 2021	31 décembre 2020
Valeur comptable (actif/(passif))					...............................................................	(18)	(71)
Montant notionnel des couvertures du peso colombien1		................................				676	20
Montant notionnel des couvertures de l’euro1								.............................................	571	412
Montant notionnel des couvertures de la livre sterling1		.................................				125	212
Montant notionnel des couvertures du yuan1								...............................................	427	294
Montant notionnel des couvertures de la roupie indienne1									.............................	260	230
Montant notionnel des couvertures					du réal1 ................................................	75	73
Montant notionnel des couvertures d’autres monnaies1		.................................				6	30
Dates d’échéance										..................................................................................	2022 - 2023	2021 - 2022
Ratio de couverture										................................................................................	1:1	1:1
Taux de couverture moyen pondéré pour l’exercice :
Contrats de change à terme de gré à gré (COP/$)		....................................				3 925	3 728
Contrats de change à terme de gré à gré (€/$)		.........................................				0,87	0,87
Contrats de change à terme de gré à gré (₤/$)		.........................................				0,76	0,81
Contrats de change à terme de gré à gré (CNY/$)		....................................				7,18	7,14
Contrats de change à terme de gré à gré (INR/$) .........................................						78	76
Contrats de change à terme de gré à gré (R$/$) ...........................................						5,73	5,38
1)	Les montants notionnels sont exprimés en millions de dollars américains.

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Le tableau suivant présente un rapprochement des réserves au titre des capitaux propres des commanditaires qui sont touchées par les instruments financiers :
		Placements
		dans des
	Couvertures	titres de
	de flux de	capitaux	Écart de
	trésorerie	propres	conversion
(EN MILLIONS)
Solde au 31 décembre 2019 .........................................................................				(32) $	12 $	(700) $
Partie efficace de la variation de la juste valeur découlant des :
Contrats d’énergie dérivés ......................................................................				1			—		—
Swaps de taux d’intérêt ..........................................................................				(3)			—		—
Swaps de change ....................................................................................				—			—		(6)
Montants reclassés en résultat net ................................................................				(7)			—		—
Réévaluation des emprunts désignés libel és en monnaies étrangères ............				—			—	(34)
Réévaluation des investissements nets dans des établissements à
l’étranger libel és en monnaies étrangères ...............................................				—			—	(208)
Évaluation des placements dans des titres de capitaux propres évalués
à la JVAERG .........................................................................................				—			4		—
Incidence fiscale .........................................................................................				3			1		(1)
Distribution spéciale / acquisition de TERP .................................................				1			(13)	280
Divers ........................................................................................................				(2)			(1)	(51)
Solde au 31 décembre 2020 .........................................................................				(39) $	3 $	(720) $
Partie efficace de la variation de la juste valeur découlant des :
Contrats d’énergie dérivés .....................................................................				(38)	—				—
Swaps de taux d’intérêt ............................................................................				27			—			—
Swaps de change ......................................................................................				—			—			2
Montants reclassés en résultat net ................................................................				(3)			—			—
Réévaluation des emprunts désignés libel és en monnaies étrangères ............				—			—		(17)
Réévaluation des investissements nets dans des établissements à
l’étranger libel és en monnaies étrangères ...............................................				—			—		(104)
Évaluation des placements dans des titres de capitaux propres évalués
à la JVAERG .........................................................................................				—			1			—
Incidence fiscale .........................................................................................				3			—			3
Divers ........................................................................................................				2			—			(6)
Solde au 31 décembre 2021 .........................................................................				(48) $	4 $	(842) $

6. INFORMATIONS SECTORIELLES Le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement, le principal décideur opérationnel) d’Énergie Brookfield analysent les résultats de l’entreprise, gèrent les activités et affectent les ressources selon le type de technologie. Les activités d’Énergie Brookfield sont segmentées par 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire, 4) transition énergétique (production décentralisée, accumulation par pompage, cogénération et biomasse) et 5) siège social, et les catégories hydroélectricité et énergie éolienne sont également segmentées par secteur géographique (nommément Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie). Cette segmentation reflète le mieux la façon dont le principal décideur opérationnel analyse les résultats de notre société.

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Les informations présentées au principal décideur opérationnel sur les mesures utilisées pour évaluer le rendement et affecter les ressources sont au prorata. Les informations au prorata reflètent la quote-part d’Énergie Brookfield dans des centrales qu’elle inclut dans son périmètre de consolidation ou comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence et pour lesquelles elle détient le contrôle ou exerce une influence notable ou un contrôle conjoint sur la participation. Les informations au prorata offrent aux porteurs de parts (les porteurs de la participation de commandité, des parts de société en commandite rachetables/échangeables, des actions échangeables de BEPC et des parts de société en commandite) une perspective que le principal décideur opérationnel considère comme importante au moment d’effectuer des analyses internes et de prendre des décisions stratégiques et opérationnelles. Le principal décideur opérationnel est également d’avis que les informations au prorata permettent aux investisseurs de comprendre l’incidence des décisions qu’il prend et des résultats financiers attribuables aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield. Les informations financières au prorata ne sont pas présentées et ne sont pas destinées à être présentées conformément aux IFRS. Les tableaux présentant un rapprochement des données conformes aux IFRS et de celles présentées en fonction de la consolidation au prorata ont été fournis. Par secteur, les postes Produits, Autres produits, Coûts d’exploitation directs, Charge d’intérêts, Amortissement des immobilisations corporelles, Impôts exigible et différé et Divers sont des éléments qui différeront des résultats présentés selon les IFRS puisqu’ils comprennent la quote-part d’Énergie Brookfield des résultats des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence répartie entre tous les éléments mentionnés précédemment et ne tiennent pas compte de la quote-part des résultats des participations consolidées que la société ne détient pas et qui est répartie entre les éléments mentionnés précédemment. Énergie Brookfield n’exerce pas de contrôle sur les entités qui ne font pas partie de son périmètre de consolidation; par conséquent, celles-ci ont été présentées comme des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence dans ses états financiers consolidés. La présentation des actifs et des passifs ainsi que des produits et des charges ne signifie pas qu’Énergie Brookfield dispose d’un quelconque droit sur ces éléments, et le retrait des montants attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle de ses états financiers ne porte pas atteinte aux droits de notre société sur ces éléments ni n’annule son exposition à ceux-ci. Énergie Brookfield présente donc ses résultats répartis en fonction de ces secteurs et les informations sectorielles correspondantes des périodes antérieures sont aussi présentées de façon cohérente. Les méthodes comptables utilisées pour les secteurs à présenter sont les mêmes que celles décrites à la note 1, « Mode de présentation et principales méthodes comptables ». Énergie Brookfield analyse le rendement de ses secteurs opérationnels en fonction des fonds provenant des activités. Les fonds provenant des activités ne sont pas une mesure comptable généralement reconnue selon les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une définition différente des fonds provenant des activités utilisés par d’autres entités, ainsi que de la définition des fonds provenant des activités utilisée par l’Association des biens immobiliers du Canada (« REALPAC ») et la National Association of Real Estate Investment Trusts, Inc. (« NAREIT »). Énergie Brookfield se sert des fonds provenant des activités pour évaluer son rendement avant l’incidence de certains éléments ayant un effet de trésorerie (p. ex., les coûts d’acquisition et d’autres éléments généralement ponctuels) et de certains éléments sans effet de trésorerie (p. ex., l’impôt différé, la charge d’amortissement, la composante sans effet de trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle, le profit latent ou la perte latente sur les instruments financiers, les résultats sans effet de trésorerie découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence et d’autres éléments sans effet de trésorerie), ces éléments n’étant pas représentatifs du rendement des activités sous-jacentes. Énergie Brookfield tient compte des profits et des pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que nous ne prévoyons pas détenir à long terme dans le calcul des fonds provenant des activités afin de fournir des informations supplémentaires à l’égard du rendement cumulatif réalisé sur les placements, y compris tout ajustement de la juste valeur latente qui a été comptabilisé dans les capitaux propres, mais qui n’est pas reflété dans le résultat net de la période considérée.
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Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les éléments
comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 :
		Attribuable aux porteurs de parts			Apport des
				participations									Hydroélectricité		Énergie éolienne
				comptabilisées	Attribuable
					selon la	aux
				méthode de la		participations
					mise en	ne donnant pas	Selon			Énergie	Transition	Siège			Amérique	Amérique
				équivalence	le contrôle				les IFRS1			solaire	énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)											du Nord	Brésil				Colombie	du Nord	Europe												Brésil	Asie
Produits........................................								804 $										169 $	224 $						370 $	125 $										29 $	32 $	348 $	314 $	— $ 2 415 $	(163) $ 1 844 $ 4 096 $
Autres produits............................								27											36		14							27		98											1			—		39		18		41		301		(11)		14				304
Coûts d’exploitation directs .......															(303)							(50)		(79)							(120)		(36)													(7)					(8)		(89)										(118)		(30)		(840)		75		(600)			(1 365)
Quote-part des produits, autres
produits et coûts d’exploitation
directs découlant des
participations comptabilisées
selon la méthode de la mise
en équivalence	..........................							—											—		—							—		—											—			—		—		—		—		—		99		43				142
	.
								528											155		159							277		187											23			24		298		214		11		1 876		—		1 301
Coûts de service de gestion ........								—											—		—							—		—											—			—		—		—											(288)		(288)	—		—					(288)
Charge d’intérêts.........................															(147)							(16)		(28)							(77)		(19)													(5)					(8)													(111)		(49)		(78)		(538)		29	(472)		(981)
Impôt exigible .............................								(1)											(8)		(3)							—		(4)											(1)			(1)		(2)		(3)		—		(23)		3		(23)				(43)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées....................								—											—		—							—		—											—			—		—		—		(55)		(55)		—		—				(55)
Actions privilégiées																—							—		—							—		—													—					—		—		—	(26)		(26)		—	—					(26)
	.......................................................							—
Billets subordonnés perpétuels																		—		—							—		—											—			—		—		—		(12)		(12)		—		—				(12)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence................................								—											—		—							—		—											—			—		—		—		—		—		(32)		(33)				(65)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................								—											—		—							—		—											—			—		—		—		—		—		—		(773)				(773)
Fonds provenant des activités ....								380											131		128							200		164											17			15		185		162											(448)		934	—		—
Charge d’amortissement.............																																																		(922)		38		(617)				(1 501)
Perte de change et sur les
instruments financiers...............																																																		(129)		(2)		99				(32)
Recouvrement d’impôt différé ...																																																		133		5		(109)				29
Divers ..........................................																																																		(384)		14		63				(307)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence................................																																																		—		(55)		—				(55)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................																																																		—		—		564				564
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ......................																																								(368) $	— $	— $		(368) $
1)		La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 22 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part des produits, autres produits et coûts d’exploitation directs, Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 209 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)		Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées, aux actions privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels.
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Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les éléments
comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 :
	Attribuable aux porteurs de parts			Apport des
			participations								Hydroélectricité		Énergie éolienne
			comptabilisées	Attribuable
				selon la	aux
			méthode de la	participations
				mise en	ne donnant pas	Selon			Énergie	Transition			Amérique	Amérique
			équivalence	le contrôle				les IFRS1			solaire	énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)							du Nord	Brésil			Colombie		du Nord								Europe																	Brésil		Asie
Produits ........................................													824 $	175 $	211 $			263 $	105 $								27 $	28 $	245 $	169 $	— $	2 047 $	(72) $	1 835 $			3 810 $
Autres produits ............................							39								54	12				11	26										3		3		50	22		64		284		(29)		(127)					128
Coûts d’exploitation directs .......													(301)				(52)	(92)						(78)	(35)												(6)		(6)		(63)		(61)		(23)							(717)		34		(591)			(1 274)
Quote-part des produits, autres
produits et charges
d’exploitation découlant des
participations comptabilisées
selon la méthode de la mise
en équivalence ...........................							—								—	—				—	—										—		—		—	—		—		—		67		31					98
													562				177	131						196	96												24		25		232		130		41		1 614		—		1 148
Coûts de service de gestion ........							—								—	—				—	—										—		—		—	—										(217)							(217)		—		(18)			(235)
Charge d’intérêts .........................													(143)				(18)	(30)						(73)	(15)												(6)		(6)		(90)		(25)		(79)							(485)		20		(511)			(976)
Impôt exigible .............................							1								(7)	(11)				—	(2)										(1)		(1)		(3)	(2)		—		(26)		4		(44)					(66)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ................							—								—	—				—	—										—		—		—	—		(54)		(54)		—		—					(54)
Actions privilégiées ..................							—								—	—				—	—										—		—		—	—		(25)		(25)		—		—					(25)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................							—								—	—				—	—										—		—		—	—		—		—		(24)		(13)					(37)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ...........................							—								—	—				—	—										—		—		—	—		—		—		—		(562)					(562)
Fonds provenant des activités ....													420				152	90						123	79												17		18		139		103									(334)		807		—		—			—
Charge d’amortissement .............																																														(756)		21		(632)				(1 367)
Perte de change et sur les
instruments financiers ...............																																								(35)		8		154					127
Charge d’impôt différé ...............																																								175		(6)		44					213
Divers ..........................................																																														(495)		11		52				(432)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................																																								—		(34)		—					(34)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ...........................																																								—		—		382					382
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ......................																																							(304) $	— $	— $				(304) $
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 27 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part des produits, autres produits et coûts d’exploitation directs, Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 180 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

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Le tableau qui suit présente les résultats sectoriels selon la structure des secteurs établie par la direction pour prendre des décisions opérationnel es et évaluer le rendement ainsi
que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les éléments comprenant les résultats
des participations dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 :
	Attribuable aux porteurs de parts			Apport des
			participations							Hydroélectricité	Énergie éolienne
			comptabilisées	Attribuable
				selon la	aux
			méthode de la	participations
				mise en	ne donnant pas	Selon			Transition		Amérique	Amérique
			équivalence	le contrôle				les IFRS1	Énergie solaire	énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)						du Nord	Brésil	Colombie	du Nord	Europe				Brésil	Asie
Produits .....................................												905 $			234 $	237 $						223 $	95 $				37 $	20 $	138 $	132 $	— $						2 021 $	(79) $	2 029 $				3 971 $
Autres produits .........................							3						19	—				2		4						—				—		16		11	33		88		(8)		25				105
Coûts d’exploitation directs .....											(286)				(72)		(93)							(62)	(32)							(9)				(4)		(28)		(56)		(23)				(665)	34	(632)	(1 263)
Quote-part des produits, autres
produits et charges
d’exploitation découlant des
participations comptabilisées
selon la méthode de la mise
en équivalence ........................							—						—	—				—		—						—				—		—		—	—		—		53		27				80
							622						181	144				163		67						28				16		126		87	10							1 444		—	1 449
Coûts de service de gestion .....							—						—	—				—		—						—				—		—		—	(116)							(116)		—	(19)		(135)
Charge d’intérêts ......................											(156)				(20)		(34)							(66)	(17)							(8)				(5)		(52)		(16)		(92)				(466)	13	(548)	(1 001)
Impôt exigible ...........................							(7)						(11)	(9)				1		(2)						(1)				(1)		—		(1)	—		(31)		2		(41)				(70)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ................							—						—	—				—		—						—				—		—		—	(44)		(44)		—		—				(44)
Actions privilégiées..................							—						—	—				—		—						—				—		—		—	(26)		(26)		—		—				(26)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .............................							—						—	—				—		—						—				—		—		—	—		—		(15)		(12)				(27)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des participations
ne donnant pas le contrôle .....							—						—	—				—		—						—				—		—		—	—		—		—		(829)				(829)
Fonds provenant des activités ...							459						150	101				98		48						19				10		74		70	(268)		761		—		—
Charge d’amortissement ..........																																										(643)		13	(641)		(1 271)
Perte de change et sur les
instruments financiers ............																																					(30)		(2)		(4)				(36)
Charge d’impôt différé .............																																					30		—		(3)				27
Divers ........................................																																										(221)		9	(64)		(276)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .............................																																					—		(20)		(4)				(24)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas
le contrôle ...............................																																					—		—		716				716
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ....................																															(103) $	— $	— $			(103) $
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 29 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part des produits, autres produits et coûts
d’exploitation directs, Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 113 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

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Le tableau suivant présente de l’information par secteur relative à certains éléments de l’état consolidé de la situation financière de notre société ainsi que le rapprochement des
soldes au prorata de l’état consolidé de la situation financière, en regroupant les éléments comprenant les placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en
tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle :
					Apport des
		Attribuable aux porteurs de parts
				participations	Attribuable

				comptabilisées	aux							Hydroélectricité	Énergie éolienne
					selon la	participations
				méthode de la	ne donnant
					mise en	pas le			Selon		Énergie		Transition				Amérique	Amérique
															Colombie
				équivalence	contrôle			les IFRS			solaire	énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)												du Nord	Brésil	du Nord	Europe										Brésil	Asie

Au 31 décembre 2021
Trésorerie et équivalents
										43 $ 245 $ 540 $
de trésorerie ..................															41 $						4 $	16 $									30 $	46 $										5 $	6 $	104 $	(28) $	252 $				764 $
Immobilisations
corporelles à la
							1 680			2 183	(1 111)
juste valeur ...................														15 188				2 032	3 286						676											277			266	3 355				—	28 943		21 600			49 432
							1 833			2 500
Total de l’actif .................														16 322				2 277	3 665						842											292			342	3 746				292	32 111	(518)		24 274			55 867
							261			996
Total des emprunts ..........														4 126	526	1 628						474											74			195	2 736			2 156	13 172	(351)		8 708			21 529
										227
Autres passifs ..................														4 499	91	644					771		218											8			52		435			303	7 248	(167)		3 261			10 342
Pour l’exercice clos le

31 décembre 2021
Ajouts
d’immobilisations
										31
corporelles.................							113								85	130					88		22											10			1		197			6		683	(12)		1 576			2 247

Au 31 décembre 2020
Trésorerie et équivalents

de trésorerie ..................							38 $									6 $				6 $						36 $	60 $										1 $	3 $	86 $	48 $		7 $	291 $	(20) $	160 $				431 $
Immobilisations
corporelles à la
							1 544			1 880
juste valeur ...................														12 983				1 965	3 606					1 095											274			175	3 548				—	27 070	(940)		18 460			44 590
							1 751			2 101
Total de l’actif .................														13 628				2 201	3 801					1 267											292			272	3 985				100	29 398	(387)		20 711			49 722
							245			864
Total des emprunts ..........														3 439					439	1 680						669											66			125	2 534			2 143	12 204	(332)		6 210			18 082
							153			211
Autres passifs ..................														3 232					556						773		220											8			22		568			784	6 527	(55)		3 401		9 873
Pour l’exercice clos le

31 décembre 2020
Ajouts
d’immobilisations

corporelles1 ...............							307								65				5						70		29											1			—		146	48		4		675	(17)		310		968
1)	Énergie Brookfield a exercé l’option de racheter le contrat de location de sa centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance de 192 MW et a comptabilisé un ajustement de 247 millions $ (ajustement
net de 185 millions $ pour Énergie Brookfield) à l’actif au titre du droit d’utilisation correspondant.

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Informations géographiques Le tableau suivant présente les produits consolidés par secteur à présenter pour les exercices clos les 31 décembre :
	2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité
Amérique du Nord .................................................................................	1 044 $	1 030 $	1 123 $
Brésil.....................................................................................................	177	201				259
Colombie ...............................................................................................	929				874					979
	2 150				2 105					2 361
Énergie éolienne
Amérique du Nord .................................................................................	656				494					474
Europe ...................................................................................................	189				237					273
Brésil.....................................................................................................	109				79					110
Asie .......................................................................................................	120				105					71
	1 074				915					928
Énergie solaire ..........................................................................................	563				539					494
Transition énergétique ..............................................................................	309				251					188
Total ..........................................................................................................	4 096 $	3 810 $	3 971 $
Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence par secteur géographique :
(EN MILLIONS)	31 décembre 2021 31 décembre 2020
États-Unis						.............................................................................................	26 713 $	22 955 $
Colombie						..............................................................................................	8 497		8 150
Canada						.................................................................................................	5 534		4 880
Brésil						...................................................................................................	3 860		3 308
Europe						.................................................................................................	4 440		5 417
Asie	.....................................................................................................				1 495		851
				50 539 $	45 561 $

7. AUTRES PRODUITS Les autres produits d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)				2021	2020	2019
Intérêts et autre revenu de placement ............................................................				59 $	47 $	32 $
Profit sur une entente de règlement ...............................................................				35	61	14
Profit sur cession d’actifs en développement .................................................				202	10	—
Divers .........................................................................................................				8		10					59
				304 $	128 $	105 $


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8. COÛTS D’EXPLOITATION DIRECTS Les coûts d’exploitation directs d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)	Note	2021	2020	2019
Achat de combustible et d’électricité1, 2 ............................................						(390)	(348)	(316)
Salaires et avantages du personnel ....................................................						(293)	(270)	(257)
Activités et entretien ........................................................................						(285) $	(256) $	(288) $
Redevances sur l’eau, impôt foncier et autres frais réglementaires .....						(201)		(208)		(202)
Assurance ........................................................................................ 29		(68)		(60)		(55)
Honoraires professionnels ................................................................		(56)		(63)		(53)
Services de commercialisation d’énergie et autres services de tiers ....	29	(8)		(4)		(20)
Autres charges .................................................................................						(64)	(65)	(72)
						(1 365) $	(1 274) $	(1 263) $
1)	L’achat de combustible et d’électricité est principalement attribuable à notre portefeuille en Colombie.
2)	Comprend un montant de 80 millions $ lié à la tempête hivernale survenue au Texas, qui tient compte du coût d’acquisition d’énergie engagé
afin de respecter nos obligations contractuelles associées à nos actifs éoliens qui ne produisaient pas pendant la période en raison des conditions glaciales, déduction faite des activités de couverture.
Les coûts d’exploitation directs ne tiennent pas compte de la charge d’amortissement d’un montant de 1 501 millions $ (1 367 millions $ en 2020 et 1 271 millions $ en 2019). 9. DIVERS Le poste Divers d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre se composait de ce qui suit :
	Notes		2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Provisions pour frais juridiques ........................................................ 28						(58) $	(231) $	— $
Écart de conversion et couverture de flux de trésorerie,
déduction faite des couvertures d’investissement, associés
à la cession d’actifs .....................................................................	4	(41)		—				—
Variation de la juste valeur des immobilisations corporel es ..............						(63)		(101)			(65)
Amortissement des actifs liés à la concession de services ..................						(14)		(9)			(20)
Coûts de transaction .........................................................................						(8)		(13)			(5)
Perte sur l’extinction de dette ...........................................................						—		(12)			(35)
Divers .............................................................................................						(123)		(66)			(151)
						(307) $	(432) $	(276) $
10. ÉCART DE CONVERSION L’écart de conversion d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre présenté dans les états consolidés du résultat global s’établit comme suit :
(EN MILLIONS)	Notes	2021	2020	2019
Écart de conversion sur ce qui suit :
Immobilisations corporel es à la juste valeur .................................. 12		(1 510) $						(604) $	49 $
Goodwill ...................................................................................... 18		(121)		(20)		(10)
Emprunts ...................................................................................... 14		436		(219)		(133)
Passifs et actifs d’impôt différé ...................................................... 11		318		35		(32)
Autres actifs et passifs ...................................................................						18		(32)		35
						(859) $	(840) $	(91) $


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11. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Les principales composantes du recouvrement (de la charge) d’impôt pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent
comme suit :
			2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Recouvrement (charge) d’impôt applicable aux éléments suivants :
Impôt exigible
Attribuable à la période considérée ..............................................				(43) $	(66) $	(70) $
Impôt différé
Impôts sur le résultat – naissance et résorption de
							différences temporaires ..........................................................			160	185		78
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de
							nouvel es lois fiscales .............................................................			(147)	(7)		1
Lié à des différences temporaires non comptabilisées et à des
							pertes fiscales ........................................................................			16	35		(52)
			29	213		27
Total du recouvrement (de la charge) d’impôt .................................		(14) $	147 $	(43) $
Les principales composantes (de la charge) du recouvrement d’impôt différé pour les exercices clos les 31 décembre comptabilisées directement dans les autres éléments du résultat global s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)		2021	2020	2019
Impôt différé at ribuable aux éléments suivants :
Instruments financiers désignés comme couvertures de flux de trésorerie	.....	3 $	13 $	4 $
Divers							...............................................................................................	(13)		(3)	5
Écart de réévaluation
Naissance et résorption de différences temporaires									...................................	(1 003)		(934)	(432)
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de nouvel es
							lois fiscales			...................................................................................	(159)		—	(59)
		(1 172) $	(924) $	(482) $
Le recouvrement (la charge) d’impôt au taux effectif d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre est différent(e) du recouvrement (de la charge) au taux prévu par la loi en raison des différences suivantes :
		2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Recouvrement (charge) d’impôt au taux prévu par la loi1 ................................									14 $	53 $	(34) $
Diminution (augmentation) découlant des éléments suivants :
Diminution (augmentation) des actifs d’impôt non comptabilisés ..................		(5)		34				(52)
Écart entre le taux d’imposition prévu par la loi et le taux
d’imposition futur et variation du taux d’imposition .................................		(147)		(7)		1
Résultat des filiales imposé à différents taux ................................................		129		68				38
Divers .........................................................................................................		(5)		(1)	4
Recouvrement (charge) d’impôt au taux effectif ..............................................		(14) $	147 $	(43) $
1)	La charge d’impôt au taux prévu par la loi est calculée au moyen du taux d’imposition applicable au résultat dans les pays respectifs.
Le rapprochement susmentionné s’est fait en regroupant les données de toutes les filiales d’Énergie Brookfield en appliquant le taux d’imposition de chaque administration fiscale. Le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à (26,9) % pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (76,6 % en 2020 et 35,0 % en 2019). Le taux d’imposition effectif est différent du taux prévu par la loi en raison principalement des écarts entre les taux, des changements législatifs au cours de l’exercice visant les taux d’imposition, des variations des actifs d’impôt non comptabilisés et du bénéfice non imposable des participations ne donnant pas le contrôle.

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Le tableau suivant présente la date d’expiration, s’il y a lieu, des actifs d’impôt différé non comptabilisés aux 31 décembre :
	2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Moins de quatre ans				...............................................................................	5 $	5 $	3 $
Par la suite					...........................................................................................	138		149		431
Les actifs et passifs d’impôt différé des différences temporaires suivantes ont été comptabilisés dans les états financiers
consolidés pour les exercices clos les 31 décembre :
						Écart entre
	Pertes	la valeur	(Passifs)
	autres					fiscale et la	actifs nets
	qu’en	valeur	d’impôt
	capital					comptable		différé
(EN MILLIONS)
Au 1er janvier 2019				................................................................................	835 $	(5 060) $	(4 225) $
Comptabilisés en résultat net								...................................................................	23				4			27
Comptabilisés dans les capitaux propres									...................................................	11				(491)			(480)
Regroupement d’entreprises								....................................................................	7				14			21
Écart de conversion				...............................................................................	9						(41)				(32)
Au 31 décembre 2019				............................................................................	885					(5 574)		(4 689)
Comptabilisés en résultat net								...................................................................	273				(60)			213
Comptabilisés dans les capitaux propres									...................................................	(52)				(865)			(917)
Regroupement d’entreprises								....................................................................	30				18			48
Écart de conversion				...............................................................................	4						31				35
Au 31 décembre 2020				............................................................................	1 140					(6 450)		(5 310)
Comptabilisés en résultat net								...................................................................	23				6			29
Comptabilisés dans les capitaux propres									...................................................	8			(1 068)		(1 060)
Regroupement d’entreprises								....................................................................	(28)				33			5
Écart de conversion				...............................................................................	6						312				318
Au 31 décembre 2021				............................................................................	1 149 $	(7 167) $	(6 018) $
Les passifs d’impôt différé comprennent des passifs de 6 082 millions $ (5 145 millions $ en 2020 et 4 293 millions $ en 2019) découlant de réévaluations d’immobilisations corporelles comptabilisées dans les capitaux propres. La différence temporaire imposable non comptabilisée attribuable à la participation d’Énergie Brookfield dans ses filiales, succursales, entreprises associées et coentreprises s’élève à 5 856 millions $ (5 405 millions $ en 2020 et 3 633 millions $ en 2019).

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12. IMMOBILISATIONS CORPORELLES À LA JUSTE VALEUR
Le tableau suivant présente le rapprochement des immobilisations corporelles à la juste valeur :
		Hydro-	Énergie	Énergie
(EN MILLIONS)	Notes	électricité	éolienne	solaire	Divers1	Total
Immobilisations corporelles à la juste valeur
Au 31 décembre 2019 .......................................								25 797 $	9 183 $		5 501 $		233 $					41 714 $
Ajouts ...............................................................								313	88		142					1		544
Transfert des immobilisations en cours .............								139	37		—					1		177
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises .................................................	3	—	—		661		—							661
Cessions ............................................................								—	(160)		—		—					(160)
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur ..............................								3 152	409		573		(21)					4 113
Écart de conversion .........................................	10	(693)	(185)		307		(44)							(615)
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :
Variation de la juste valeur .............................								12	(25)		(54)		(8)					(75)
Charge d’amortissement.................................								(514)	(550)		(290)		(13)					(1 367)
Au 31 décembre 2020 .......................................								28 206	8 797		6 840		149					43 992
Ajouts ...............................................................								576	490		78					9		1 153
Transfert des immobilisations en cours .............								118	187		258					1		564
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises .................................................	3	—	1 643		679		—							2 322
Cessions ............................................................	4	—	(1 208)		—		—							(1 208)
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur .............................								4 306	(51)		101		73					4 429
Écart de conversion ........................................	10	(1 133)	(124)		(221)		(9)							(1 487)
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :
Variation de la juste valeur ..............................								(13)	(19)		(3)		(24)					(59)
Charge d’amortissement..................................								(547)	(600)		(343)		(11)					(1 501)
Au 31 décembre 2021 ......................................									31 513 $	9 115 $	7 389 $	188 $	48 205 $
Immobilisations en cours.................................
Au 31 décembre 2019 .......................................									218 $	117 $					4 $				2 $	341 $
Ajouts ...............................................................								161	103		160		—					424
Transferts dans les immobilisations corporelles								(139)	(37)		—		(1)					(177)
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur ...........................								(13)	12		—		—					(1)
Écart de conversion ......................................	10	(15)	18							8		—					11
Au 31 décembre 2020 .......................................								212	213	172		1					598
Ajouts ................................................................								194	357		575		6					1 132
Transferts dans les immobilisations corporelles								(118)	(187)	(258)	(1)	(564)
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises ..................................................	3	—	—		44	—							44
Cessions .............................................................	4	—	(104)	—		—							(104)
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur ...........................								—	17		127	—					144
Écart de conversion ......................................	10	(10)	(1)	(11)	(1)	(23)
Au 31 décembre 2021 .......................................									278 $	295 $	649 $					5 $	1 227 $
Total des immobilisations corporelles à la
juste valeur ..................................................
Au 31 décembre 20202 .......................................								28 418 $	9 010 $	7 012 $	150 $	44 590 $
Au 31 décembre 20212 .......................................									31 791 $	9 410 $	8 038 $	193 $	49 432 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
2)	Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation assujettis à la réévaluation de 69 millions $ (74 millions $ en 2020) du secteur hydroélectricité, de 174 millions $
(185 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 186 millions $ (152 millions $ en 2020) du secteur énergie solaire et de 2 millions $ (3 millions $ en
2020) du secteur divers.
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Au cours de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’actifs hydroélectriques en exploitation en Colombie d’une puissance de 189 MW. Les participations sont comptabilisées à titre d’acquisitions d’actifs, car elles ne représentent pas un regroupement d’entreprises selon IFRS 3, et comprennent des immobilisations corporelles d’un montant de 536 millions $ présentées dans les états consolidés de la situation financière à la date d’acquisition. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 24 %. Au cours de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition de deux portefeuilles éoliens en exploitation en Chine d’une puissance totale de 312 MW. Les participations sont comptabilisées à titre d’acquisitions d’actifs, car elles ne représentent pas un regroupement d’entreprises selon IFRS 3, et comprennent des immobilisations corporelles d’un montant de 495 millions $ présentées dans les états consolidés de la situation financière à la date d’acquisition. Les participations financières d’Énergie Brookfield s’échelonnent de 14 % à 25 %. Au cours de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un actif solaire en exploitation en Europe d’une puissance de 12 MW. La participation est comptabilisée à titre d’acquisition d’actifs, car elle ne représente pas un regroupement d’entreprises selon IFRS 3, et comprend des immobilisations corporelles d’un montant de 94 millions $ présentées dans les états consolidés de la situation financière à la date d’acquisition. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 64 %. La juste valeur des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est calculée comme il est décrit à la note 1 g), et à la note 1 q) i), « Estimations critiques – Immobilisations corporelles ». La détermination des hypothèses et estimations appropriées qui permettent à Énergie Brookfield d’évaluer ses immobilisations corporel es est question de jugement. Se reporter à la note 1 r) iii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Immobilisations corporelles ». Énergie Brookfield a classé ses immobilisations corporelles dans le niveau 3 selon la hiérarchie des justes valeurs. Les taux d’actualisation, les taux de capitalisation finaux et les exercices finaux utilisés dans l’application de la méthode d’évaluation sont présentés dans le tableau ci-après :
	Amérique du Nord		Colombie		Brésil		Europe
	2021							2020	2021 2020 2021 2020				2021	2020
Taux d’actualisation1
Visés par contrat........										4,1 % - 4,3 % 4,1 % - 4,5 %	7,9 % 8,1 % 7,2 % 7,3 %	3,9 % 3,0 % - 3,6 %
Non visés par contrat										5,4 % - 5,6 % 5,6 % - 6,0 %	9,2 % 9,4 % 8,5 % 8,6 %	3,9 % 3,6 % - 4,7 %
Taux de capitalisation
final2 ......................... 4,8 % - 5,1 % 5,8 % - 6,2 %		8,0 % 8,9 %		s. o.		s. o.	s. o.		s. o.
Exercice final3..............	2042	2041	2041 2040 2048 2048				2036		2035
1)	Les taux d’actualisation ne sont pas ajustés en fonction des risques propres à l’actif.
2)	Le taux de capitalisation final aux États-Unis, au Canada et en Colombie ne s’applique qu’aux actifs hydroélectriques.
3)	L’exercice final des actifs hydroélectriques s’entend de la date d’évaluation de la valeur finale.

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Le tableau ci-après résume l’incidence d’une variation des taux d’actualisation, des prix de l’électricité et des taux de capitalisation finaux sur la juste valeur des immobilisations incorporelles :
	2021
		Amérique
		du Nord Colombie	Brésil		Europe	Total
(EN MILLIONS)
Augmentation de 25 points de base des
taux d’actualisation ........................................		(1 510) $			(240) $	(100) $		(60) $	(1 910) $
Diminution de 25 points de base des
taux d’actualisation ........................................		1 690					330		100			60				2 180
Augmentation de 5 % des prix futurs
de l’énergie....................................................		1 100					410		80			—				1 590
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ..		(1 100)					(410)		(80)			—				(1 590)
Augmentation de 25 points de base du taux de
capitalisation final .........................................		(390)					(70)		—			—				(460)
Diminution de 25 points de base du taux de
capitalisation final .........................................								430		70		—			—		500

	2020
		Amérique
		du Nord Colombie	Brésil		Europe	Total
(EN MILLIONS)
Augmentation de 25 points de base des
taux d’actualisation ........................................		(1 190) $			(230) $	(60) $		(80) $	(1 560) $
Diminution de 25 points de base des
taux d’actualisation ........................................		1 300					310		60			80				1 750
Augmentation de 5 % des prix futurs
de l’énergie....................................................		1 020					430		80			10				1 540
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ..		(1 020)					(430)		(80)			(10)				(1 540)
Augmentation de 25 points de base du taux de
capitalisation final .........................................		(280)					(60)		—			—				(340)
Diminution de 25 points de base du taux de
capitalisation final .........................................								310		60		—			—		370
Les valeurs finales sont incluses dans les évaluations des actifs hydroélectriques aux États-Unis, au Canada et en Colombie. Pour ce qui est des actifs hydroélectriques au Brésil, les flux de trésorerie ont été inclus selon la durée de l’autorisation ou la durée d’utilité d’un actif de concession, majoré d’un renouvel ement de 30 ans non récurrent visant la majorité des actifs hydroélectriques. La durée résiduelle moyenne pondérée de l’autorisation ou de la durée d’utilité de l’actif de concession au 31 décembre 2021, compte tenu du renouvellement de 30 ans non récurrent pour les actifs hydroélectriques touchés, était de 31 ans (32 ans en 2020). Par conséquent, aucune valeur finale n’est attribuée aux actifs hydroélectriques au Brésil à la fin de la durée de l’autorisation. Le tableau ci-dessous résume le pourcentage du total de la production visée par contrat aux termes de conventions d’achat d’électricité au 31 décembre 2021 :
					Amérique
					du Nord	Colombie		Brésil	Europe
1 an à 5 ans									......................................................................	69 %	51 %		85 %	100 %
6 à 10 ans									........................................................................	57 %	7 %		81 %	88 %
Par la suite									.......................................................................	31 %	1 %		61 %	66 %


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Le tableau suivant résume les prix de l’électricité moyens provenant des conventions d’achat d’électricité à long terme qui sont directement liées à des actifs de production d’énergie connexes :
		Amérique
Par MWh1		du Nord	Colombie	Brésil	Europe
1 an à 10 ans	....................................................................					82 $ 251 000 COP	306 R$	44 €
11 à 20 ans	.......................................................................					71 313 000		358	39
1)	Tient compte de prix nominaux fondés sur la production moyenne pondérée.
Le tableau suivant résume les estimations des prix futurs de l’électricité :
		Amérique
Par MWh1		du Nord	Colombie	Brésil	Europe
1 an à 10 ans	....................................................................					77 $ 290 000 COP	282 R$	34 €
11 à 20 ans	.......................................................................	114 439 000						345	39
1)	Tient compte de prix nominaux fondés sur la production moyenne pondérée.
La vision à long terme d’Énergie Brookfield est intimement liée au coût nécessaire pour obtenir de l’énergie supplémentaire de sources renouvelables en prévision de la croissance de la demande d’ici 2025 à 2035. Une variation d’une autre année ferait augmenter ou diminuer la juste valeur des immobilisations corporelles d’environ 173 millions $ (236 millions $ en 2020). Si les immobilisations corporelles réévaluées d’Énergie Brookfield avaient été évaluées selon le coût historique, la valeur comptable, déduction faite de l’amortissement cumulé, se serait établie comme suit aux 31 décembre :
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité ....................................................................................................................								11 135 $	11 330 $
Énergie éolienne ...................................................................................................................				7 719					6 625
Énergie solaire ......................................................................................................................				6 467					5 583
Divers1 .................................................................................................................................				155					175
								25 476 $	23 713 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
13. IMMOBILISATIONS INCORPORELLES Le tableau ci-dessous présente un rapprochement des immobilisations incorporelles :
					Total
(MILLIONS)
Solde au 31 décembre 2019									241 $
					(9)
Charge d’amortissement1

Solde au 31 décembre 2020									232
					Charge d’amortissement1					(14)

Solde au 31 décembre 2021									218 $

1)	Compris au poste Divers des comptes consolidés de résultat.
Les immobilisations incorporelles se rapportent à certaines centrales de production d’énergie exploitées dans le cadre d’accords de concession de services en Amérique du Sud. Nous tirons principalement profit d’un accord de concession proposé par le gouvernement et d’une CAÉ à long terme conclue avec UTE - Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas, société d’État de la République d’Uruguay responsable de la production d’électricité. Aux termes de la CAÉ, nous sommes tenus de fournir de l’électricité à un prix fixe pour la durée du contrat, lequel prix sera ajusté pour tenir compte de l’inflation. Les actifs liés à la concession de services d’Énergie Brookfield sont exploités comme des autorisations échéant entre 2033 et 2038. Les autres immobilisations incorporelles sont amorties selon la méthode linéaire sur 17 à 20 ans.

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Aux termes de ces arrangements, Énergie Brookfield a comptabilisé des produits de 33 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (35 millions $ en 2020 et 36 millions $ en 2019).
14. EMPRUNTS Emprunts de la société mère Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux 31 décembre :
	31 décembre 2021	31 décembre 2020
			Taux			Taux
			d’intérêt	d’intérêt
			moyen	Durée					Juste	moyen	Durée				Juste
			pondéré	(en				Valeur	valeur	pondéré	(en			Valeur	valeur
(EN MILLIONS, SAUF			(%)	années)				comptable	estimée	(%)	années)			comptable	estimée
INDICATION CONTRAIRE)
Facilités de crédit..........			s. o.						5	— $	— $	s. o.		4	— $	— $
Papier commercial ........			s. o.	s. o.				—	—	0,4	< 1			3				3
Bil ets à moyen terme :
Série 4 (150 $ CA) .....			5,8	15				118	154	5,8	16			118	160
Série 9 (400 $ CA) .....			3,8						3	317	334	3,8		4	314	348
Série 10 (500 $ CA) ...			3,6						5	396	421	3,6		6	392	441
Série 11 (475 $ CA) ...			4,3						7	376	419	4,3		8	373	442
Série 12 (475 $ CA) ...			3,4						8	376	399	3,4		9	373	420
Série 13 (300 $ CA) ...			4,3	28				237	275	4,3	29			236	287
Série 14 (425 $ CA) ..			3,3	29				336	332	3,3	30			334	347
			3,9	13				2 156	2 334	3,9	14			2 140	2 445
Total des emprunts de la société mère .................				2 156	2 334 $								2 143				2 448 $
Ajouter : primes non amorties1........................				3									3
Déduire : coûts de financement non amortis1 ...				(10)									(11)
Déduire : tranche courante ..............................				—															(3)
										2 149 $								2 132 $
1)	Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
Le tableau suivant présente la variation des coûts de financement non amortis des emprunts de la société mère pour les exercices clos les 31 décembre :
							2021	2020
(EN MILLIONS)
Emprunts de la société mère
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice				.................................................			(11) $	(7) $
Autres coûts de financement			........................................................................................				—	(5)
Amortissement des coûts de financement	.......................................................................						1	1
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice				...................................................			(10) $	(11) $
Facilités de crédit Au 31 décembre 2021, aucun papier commercial d’Énergie Brookfield n’était en circulation (3 millions $ en 2020). Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a prolongé de deux ans, jusqu’en juin 2026, les facilités de crédit de la société mère et a relevé leur plafond de 225 millions $. Pour répondre à ses fins générales, Énergie Brookfield émet des lettres de crédit aux termes des facilités de crédit de la société mère, qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des dépôts de garantie, des lettres de garantie et des garanties relatives aux comptes de réserve du service de la dette. Se reporter à la note 28, « Engagements, éventualités et garanties », pour des informations sur les lettres de crédit émises par des filiales.
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Le tableau qui suit résume la portion non utilisée des facilités de crédit de la société mère aux 31 décembre :
	2021	2020
(EN MILLIONS)
Facilités de crédit de la société mère et des parties liées autorisées1			........................................	2 375 $	2 150 $
Emprunts effectués aux termes des facilités de crédit de la société mère1, 2				...............................	(24)	—
Facilité de lettres de crédit autorisée ..........................................................................................	400					400
Let res de crédit émises						...................................................................................................	(289)	(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère							................................................	2 462 $	2 250 $
1)	Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.
2)	Se rapportent à des lettres de crédit émises sur les facilités de crédit de la société mère d’Énergie Brookfield totalisant 1 975 millions $.
Billets à moyen terme Les emprunts de la société mère sont des obligations contractées par une filiale de financement d’Énergie Brookfield, soit Brookfield Renewable Partners ULC (« Finco ») (se reporter à la note 31, « Filiales faisant appel public à l’épargne »). Finco peut rembourser de temps à autre une partie ou la totalité des emprunts, conformément aux modalités de l’acte de fiducie. Le solde est exigible à l’échéance et les intérêts sur les emprunts de la société mère sont payés semestriellement. Les billets à terme à payer par Finco sont garantis sans condition par Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Energy L.P. (« BRELP ») et certaines autres filiales. Emprunts sans recours Les emprunts sans recours sont habituellement des emprunts sans recours, à long terme, et grevant des actifs précis, libellés dans la monnaie locale de la filiale. Les emprunts sans recours en Amérique du Nord et en Europe consistent en des dettes à taux fixe et à taux variable indexées sur le taux interbancaire offert à Londres (le « TIOL »), le taux interbancaire offert en euros (le « taux EURIBOR ») et le taux offert en dollars canadiens (le « taux CDOR »). Énergie Brookfield a recours à des swaps de taux d’intérêt en Amérique du Nord et en Europe pour réduire au minimum son exposition aux taux d’intérêt variables. Les emprunts sans recours au Brésil sont assortis de taux d’intérêt variables selon la Taxa de Juros de Longo Prazo (« TJLP »), soit le taux d’intérêt à long terme de la Banque nationale de développement économique du Brésil, ou le taux du certificat de dépôt interbancaire, majoré d’une marge. Les emprunts sans recours en Colombie sont composés de taux fixes et de taux variables indexés sur l’Indicador Bancario de Referencia (« IBR »), soit le taux d’intérêt à court terme de Banco Central de Colombia, et sur l’indice des prix à la consommation (« IPC ») de la Colombie, soit le taux d’inflation stipulé par la Colombie, majorés d’une marge. Les emprunts sans recours en Inde constituent des dettes à taux fixe et à taux variable indexés sur le taux préférentiel du prêteur (coût marginal du taux d’emprunt). Les emprunts sans recours en Chine sont assortis de taux d’intérêt variables de la Banque populaire de Chine (« BPC »). Depuis le 1er janvier 2022, le taux Sterling Overnight Index Average (« SONIA ») a remplacé le TIOL en livres sterling et le taux en euros à court terme (« €STR ») a remplacé le TIOL en euros. Il est également prévu que le taux Secured Overnight Financing Rate (« SOFR ») remplacera le TIOL en dollars américains d’ici le 30 juin 2023. Au 31 décembre 2021, ces réformes n’ont eu aucune incidence sur les emprunts assortis de taux d’intérêt variables contractés par Énergie Brookfield.

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Le tableau suivant présente les composantes des emprunts sans recours aux 31 décembre :
	31 décembre 2021	31 décembre 2020
			Moyenne pondérée		Moyenne pondérée

			Taux						Taux
			d’intérêt	d’intérêt
			moyen	Durée								Juste	moyen	Durée				Juste
			pondéré	(en							Valeur	valeur	pondéré	(en								Valeur	valeur
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION			(%)	années)4							comptable	estimée	(%)	années)								comptable	estimée
CONTRAIRE)
Emprunts sans recours1
Hydroélectricité2 .............			4,9	11 8 541 $ 9 008 $									4,8				9	6 989 $	7 853 $
Énergie éolienne ............			4,4	8							4 767	5 059	4,3	10								4 324	4 785
Énergie solaire ................			4,1	13							4 303	4 561	3,6	12								3 684	4 247
Transition énergétique .....			3,2	8							1 741	1 807	3,8	11								1 009	1 106
Total................................			4,5	10 19 352 20 435 $									4,3	10 16 006 17 991 $
Ajouter : primes non amorties3 .........................				160		1													63
Déduire : coûts de financement non amortis3 ...							(132)														(122)
Déduire : tranche courante ...............................							(1 818)														(1 026)
																	17 562 $							14 921 $
1)	Comprennent un montant de 30 millions $ (15 millions $ en 2020) emprunté aux termes d’une facilité de crédit-relais d’un fonds privé soutenu
par Brookfield.
2)	Comprennent un montant de 51 millions $ (néant en 2020) à rembourser à une entreprise associée de Brookfield. Se reporter à la note 29,
« Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements.
3)	Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
4)	Compte non tenu des financements temporaires, la durée moyenne pondérée totale est de 11 ans.
Les remboursements futurs des emprunts sans recours d’Énergie Brookfield, pour chacun des cinq prochains exercices et par la suite sont comme suit :
										Par la
	2022						2023	2024	2025	2026								suite	Total
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Hydroélectricité ....................	750 $																			871 $	769 $	607 $	843 $		4 701 $	8 541 $
Énergie éolienne ...................	422						804	290	296	561								2 394	4 767
Énergie solaire ......................	537						439	215	192	320								2 600	4 303
Transition énergétique ...........	109						511	118	47	43								913	1 741
														1 818 $	2 625 $	1 392 $	1 142 $	1 767 $ 10 608 $ 19 352 $

Le tableau suivant présente la variation des coûts de financement non amortis des emprunts sans recours pour les exercices clos les 31 décembre :
													2021	2020
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice				..............................................									(122) $	(119) $
Autres coûts de financement			.....................................................................................										(40)		(17)
Amortissement des coûts de financement	....................................................................									21							9
Écart de conversion et autres			.....................................................................................							9							5
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice				.................................................									(132) $	(122) $


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Le tableau suivant présente la variation des primes non amorties des emprunts sans recours pour les exercices clos les 31 décembre :
	2021	2020
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Primes non amorties au début de l’exercice			................................................................	63 $	92 $
Primes additionnelles				..............................................................................................	103		4
Amortissement des primes				.......................................................................................	(13)		5
Écart de conversion et autres					....................................................................................	7		(38)
Primes non amorties à la fin de l’exercice			..................................................................	160 $	63 $
Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 180 milliards COP (48 millions $). L’emprunt, divisé en deux tranches, porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge moyenne de 1,09 %, et vient à échéance en mars 2023.
Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 400 millions $ relatif à l’acquisition d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux d’intérêt applicable, majoré de 1 %, et vient à échéance en 2023.
Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 100 millions $ relatif à l’acquisition d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux d’intérêt applicable, majoré de 2 %, et vient à échéance en 2024.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 1,5 milliard R$ (300 millions $) visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 5,2 %, et vient à échéance en 2045.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 350 millions R$ (70 millions $) visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 1,59 %, et vient à échéance en 2022.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 600 milliards COP (159 millions $) en Colombie. L’emprunt est composé d’une obligation portant intérêt à un taux fixe de 6,49 % venant à échéance en 2026, d’une obligation portant intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 3,35 % venant à échéance en 2029 et d’une obligation portant intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 4,45 % venant à échéance en 2041.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 85 milliards COP (23 millions $) en Colombie. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 2,69 %, et vient à échéance en 2031.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 164 millions $ visant un projet de rééquipement de centrales éoliennes aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 1,125 %, et vient à échéance en 2022.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 263 millions $ visant un projet de rééquipement de centrales éoliennes aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 1,75 %, et vient à échéance en 2025.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 198 millions $ CA (159 millions $) visant un portefeuille d’énergie solaire au Canada. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 1,25 %, et vient à échéance en 2035.

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Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 25 millions $ CA (20 millions $) visant un portefeuille hydroélectrique au Canada. L’emprunt porte intérêt à un taux fixe de 5,28 %, et vient à échéance en 2026.
Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 512 millions € (593 millions $) visant un portefeuille d’énergie solaire en Europe. Une tranche de l’emprunt porte intérêt au taux fixe moyen de 2,4 % et vient à échéance entre 2037 et 2038, et l’autre tranche porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 1,6 % et augmentant de 0,20 % tous les cinq ans par la suite, et vient à échéance en 2031.
Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 millions R$ (37 millions $) visant un portefeuille hydroélectrique au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 2,33 %, et vient à échéance en 2027.
Au troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement d’entreprise de 590 milliards COP (155 millions $) en Colombie. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 2,75 %, et vient à échéance en 2031.
Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu une entente à l’égard d’une facilité de lettres de crédit garantie d’un montant de 650 millions R$ (120 millions $) visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil.
Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 361 millions CNY (56 millions $) visant une centrale éolienne en Chine. L’emprunt porte intérêt au taux fixe de 4,9 % et vient à échéance en 2036.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 millions CNY (31 millions $) visant une centrale éolienne en Chine. L’emprunt porte intérêt au taux fixe de 4,9 % et vient à échéance en 2038.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 862 millions CNY (134 millions $) visant notre participation dans un portefeuille d’énergie éolienne en Chine. L’emprunt porte intérêt au taux fixe de 4,9 % et vient à échéance en 2036.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 740 milliards COP (185 millions $) visant notre participation dans un portefeuille d’énergie hydroélectrique en Colombie. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 2,5 % et de 2,8 %, et vient à échéance respectivement en 2028 et en 2031.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 245 millions £ (332 millions $) visant notre participation dans une centrale d’accumulation par pompage en Europe. L’emprunt, divisé en deux tranches, porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 2,50 % et augmentant de 2,75 % après cinq ans, et vient à échéance en 2028.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 395 millions € (457 millions $) visant notre participation dans un portefeuille d’énergie solaire en Europe. L’emprunt, divisé en deux tranches, porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 1,55 % et augmentant de 1,75 % après cinq ans, et vient à échéance respectivement entre 2031 et 2035.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 66 millions € (76 millions $) visant notre participation dans un portefeuille d’énergie solaire en Europe. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 0,85 % et augmentant d’une moyenne de 0,45 % tous les trois mois par la suite, et vient à échéance en 2022.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 25 millions $ CA (20 millions $) visant notre participation dans une centrale éolienne au Canada. L’emprunt porte intérêt à un taux fixe de 3,54 % et vient à échéance en 2030.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 1 140 millions $ CA (900 millions $) visant notre participation dans une centrale hydroélectrique au Canada. L’emprunt porte intérêt au taux fixe moyen de 4,1 % et vient à échéance en 2061.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a convenu de modifier la facilité de crédit renouvelable de 29 millions $
	Page 68


visant notre participation dans une centrale d’accumulation par pompage aux États-Unis en prolongeant l’échéance jusqu’en octobre 2023.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 millions $ visant notre participation dans un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux applicable, majoré de 1,875 %, et vient à échéance en 2024.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 18 millions $ visant notre participation dans un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux applicable, majoré de 6,5 %, et vient à échéance en 2031.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 400 millions R$ (74 millions $) visant un portefeuille regroupant des technologies diverses dans le cadre de nos activités au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux applicable, majoré de 1,3 %, et vient à échéance en 2028.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 250 millions R$ (46 millions $) visant notre participation dans une centrale solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 1,7 %, et vient à échéance en 2023.
Au quatrième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement s’établissant à 13 800 millions INR (186 millions $) visant notre participation dans un portefeuille d’énergie solaire en Inde. Une tranche des emprunts porte intérêt au taux fixe de 7,55 % et augmentant à 8,25 % après 3 ans, et vient à échéance en 2038, et l’autre tranche porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge de 8,55 % et diminuant à 8,25 % après juin 2022, et vient à échéance en 2038.
Au cours de l’exercice, Énergie Brookfield a augmenté sa facilité de crédit renouvelable visant les activités aux États-Unis de 350 millions $, pour la porter à 500 millions $. Renseignements supplémentaires Le tableau suivant présente les variations des emprunts d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre :
		Flux de		Sans effet de trésorerie
		trésorerie
		liés aux
		activités de
		financement,
	1er janvier	montant net1	Acquisition			Cession	Divers2, 3	31 décembre
(EN MILLIONS)
2021
Emprunts de la
société mère ................	2 135 $	(3)		—		—	17			2 149 $
Emprunts sans recours…		15 947 $	3 177		869		(646)	33			19 380 $
2020
Emprunts de la
société mère ................	2 100 $	(30)		—		—	65				2 135 $
Emprunts sans recours4 ..	15 200 $	(155)		475		—	427				15 947 $
1)		Compte non tenu des flux de trésorerie nets provenant des activités de financement s’élevant à 51 millions $ ((20) millions $ en 2020) se
rapportant aux passifs liés aux financements donnant droit à des avantages fiscaux comptabilisés dans les tableaux consolidés des flux de
trésorerie.
2)		Comprennent le change et l’amortissement de la prime et des coûts de financement non amortis.
3)		Comprennent des emprunts sans recours d’un montant de 358 millions $ (20 millions $ en 2020) pris en charge dans le cadre d’acquisitions
d’actifs.
4)	Comprennent un ajustement de 247 millions $ lié au rachat du contrat de location d’une centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance
de 192 MW.

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15. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE Les participations ne donnant pas le contrôle d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux 31 décembre :
	2021	2020
(EN MILLIONS)
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation ......................................................................................................................	12 303 $	11 100 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield			.......	59		56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield				.................................	2 894	2 721
Actions échangeables de BEPC					........................................................................................	2 562	2 408
Actions privilégiées						........................................................................................................	613		609
Bil ets subordonnés perpétuels					.........................................................................................	592		—
								19 023 $	16 894 $

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Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation La variation nette des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation se présente comme suit :
																Participations
														Participations		ne donnant
														ne donnant			pas le
	Brookfield														pas le	contrôle dans
	Americas		Brookfield	Brookfield		Brookfield								contrôle dans		TerraForm
	Infra-		Infra-		Infra-		Infra-	Portefeuille			The	Investisseurs			Isagen –	Power –
	structure		structure		structure		structure	hydroélectrique		Catalyst		institutionnels		actionnaires		actionnaires
(EN MILLIONS)	Fund		Fund II		Fund III		Fund IV		au Canada		Group			d’Isagen		publics		publics	Divers		Total
Au 31 décembre 2018 ..........................	900 $		1 929 $		3 496 $		— $		276 $		124 $		2 212 $		15 $		1 002 $		335 $	10 289 $
Résultat net ...........................................		—			(13)	6		6			19		17		154		1		(79)		2		113
Autres éléments du résultat global ......		46		134		427		(3)			61		(41)		266		2		112		—	1 004
Apports en capital ................................		—			—	2		159		268		—		—		(2)		244		3		674
Cessions ................................................		—			(87)	—		—			—		—		—		—		—		(85)		(172)
Distributions1 ........................................		(24)		(120)		(332)		—			(1)		(11)		(259)		(1)		(66)		(30)		(844)
Divers ....................................................		—			8	20		1			(5)		—			2	(2)		(5)		3		22
Au 31 décembre 2019 ..........................	922		1 851		3 619		163		618		89		2 375		13		1 208		228	11 086
Résultat net ...........................................		(13)			(21)	(52)		15			35		16		130		—		(31)		101		180
Autres éléments du résultat global ......	100		196		413		—			11		27		325		2		2		36	1 112
Apports en capital ................................		—			9	23		246			—		—		—		—		—		242		520
Remboursement de capital ..................		—			(3)	(109)		—		(35)		—		—		—		—		—		(147)
Cessions ................................................		—			—	—		—			—		—		—		—		—		(15)		(15)
Distributions1 ........................................		(8)			(38)	(204)		(13)			(1)		(34)		(180)		—		(35)		(38)		(551)
Distribution spéciale / acquisition de

TerraForm Power ..............................		—		—	—		—			—	—		—		—		(1 101)		—	(1 101)
Divers ....................................................		1			—	(67)		(1)			(1)		(1)			1	(1)		(43)		128		16
Au 31 décembre 2020 ..........................	1 002		1 994		3 623		410		627		97		2 651		14		—		682	11 100
Résultat net ...........................................		5			43	(16)		38			4		16		113		1		—		5		209
Autres éléments du résultat global ......	(122)		445		196		150		163		28		(107)		—		—		86		839
Apports en capital ................................		—			6	10		924			—		—		—		—		—		181	1 121
Cessions ................................................	(181)		(214)		—		—			—		—		—		—		—		—		(395)

Distributions1 ........................................		(18)		(32)	(350)		(114)		(25)		(8)		(215)		(1)		—		(47)		(810)
Divers ....................................................		(1)			11	155		2		205		(1)		—		(1)		—		(131)		239
Au 31 décembre 2021 ..........................	685 $		2 253 $		3 618 $		1 410 $		974 $		132 $		2 442 $		13 $		— $	776 $	12 303 $
Participations détenues par des tiers ...	75 % - 78 %		43 % - 60 %		23 % - 71 %		75 %			50 %	25 %			53 %		0,3 %		— % 0,3 % - 50 %
												1)												Les distributions versées pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont chiffrées à 810 millions $ (551 millions $ en 2020 et 844 millions $ en 2019).


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Les tableaux suivants résument certaines informations financières relatives aux filiales en exploitation dont les participations ne donnant pas le contrôle qui ont de
l’importance pour Énergie Brookfield.
	Brookfield
	Americas	Brookfield	Brookfield	Brookfield	Portefeuille
	Infra-	Infra-	Infra-	Infra-	hydro-	The
	structure	structure	structure	structure	électrique	Catalyst		TerraForm
(EN MILLIONS)	Fund	Fund II	Fund III1	Fund IV	au Canada	Group	Isagen2	Power	Divers	Total
Participations détenues par des tiers ......................... 75 % - 78 %		43 % - 60 %	69 % - 71 %	75 %	50 %	25 %	76 %	36 %	0,3 % - 74 %
								Amérique
								du Nord,
		États-Unis,	États-Unis,	États-Unis,				Amérique	États-Unis,
	États-Unis,	Brésil,	Brésil, Europe,	Brésil, Inde,				du Sud,			Brésil, Canada,
Établissement .............................................................	Brésil	Europe	Inde, Chine	Chine	Canada	États-Unis	Colombie	Europe	Colombie
Exercice clos le 31 décembre 2019 :
Produits ........................................................	155 $	451 $	255 $											39 $	96 $	145 $	971 $	991 $	29 $	3 132 $
Résultat net ..................................................															2	(20)												10	9	42	67	293	(207)	6	202
Total du résultat global ...............................															61	294	359										4		138	(99)	1 007				90	17	1 871
Résultat net attribué aux participations ne
donnant pas le contrôle ...............................															—	(13)												8	6	19	17	220	(149)	5	113
Exercice clos le 31 décembre 2020 :
Produits .......................................................	137 $	346 $	189 $											85 $			123 $	141 $	874 $	1 161 $	20 $	3 076 $
Résultat net .................................................	(15)	(34)														(2)	20	73	65	247	(360)	173	167
Total du résultat global...............................	109	345	160											19			108	173	866	238	176	2 194
Résultat net attribué aux participations ne
donnant pas le contrôle ..............................	(13)	(21)														(4)	15	38	16	187	(158)	120	180
Au 31 décembre 2020 :
Immobilisations corporelles à la
juste valeur ..............................................	1 785 $	5 314 $	2 609 $	724 $	1 877 $	1 037 $	8 150 $	11 606 $	276 $	33 378 $
Total de l’actif.............................................	1 833	5 562	3 101	1 129	3 579	1 045	9 130	12 767	440	38 586
Total des emprunts .....................................	483	1 629	832	427	1 672	549	1 822	6 890	94	14 398
Total du passif.............................................	550	1 950	926	581	2 067	557	4 131	9 365	127	20 254
Valeur comptable des participations ne
donnant pas le contrôle ..............................	1 002	1 994	1 545	410													675	97	3 794	1 434	149	11 100
Exercice clos le 31 décembre 2021 :
Produits .......................................................	137 $	302 $	195 $	316 $								81 $	136 $	929 $	1 239 $	19 $	3 354 $
Résultat net .................................................															7			64	1	50	10	62	214	(245)	66	229
Total du résultat global...............................	(161)	895	348	252													329	173	11	(243)	187	1 791
Résultat net attribué aux participations ne
donnant pas le contrôle ..............................															5			43	2	38	4	16	162	(109)	48	209
Au 31 décembre 2021 :
Immobilisations corporelles à la
juste valeur ..............................................	1 053 $	5 578 $	2 861 $	4 440 $	2 417 $	1 129 $	8 497 $	10 867 $	321 $	37 163 $
Total de l’actif.............................................	1 087	5 673	3 510	5 460	2 741	1 040	9 498	11 939	374	41 422
Total des emprunts .....................................	179	1 331	1 048	2 768													516	507	2 224	6 902	93	15 568
Total du passif.............................................	205	1 552	1 180	3 356													576	511	4 896	8 916	151	21 343
Valeur comptable des participations ne
donnant pas le contrôle ..............................	685	2 253	1 658	1 410	1 029	132	3 493	1 344	299	12 303
1)		Compte non tenu de l’information liée à Isagen et à TerraForm Power, qui sont présentées séparément.
2)		Les participations détenues par un tiers dans Isagen totalisaient 75,9 % au 31 décembre 2021 et se répartissaient comme suit : Brookfield Infrastructure Fund III, 23,0 %; investisseurs institutionnels d’Isagen, 52,6 %; et autres participations ne donnant pas le contrôle, 0,3 %.
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Participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield, participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield et actions échangeables de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation détenues par des actionnaires publics et Brookfield Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, a le droit de recevoir les distributions régulières, en plus d’une distribution incitative fondée sur le montant par lequel les distributions trimestrielles dépassent les niveaux cibles. Dans la mesure où les distributions des parts de société en commandite dépassent les niveaux cibles de 0,20 $ par part de société en commandite par trimestre, la distribution incitative s’établit à 15 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Si les distributions trimestrielles des parts de société en commandite dépassent les niveaux cibles trimestriels de 0,2253 $ par part de société en commandite, la distribution incitative équivaut alors à 25 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Les capitaux propres consolidés comprennent les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et la participation de commandité sont détenues entièrement par Brookfield, tandis que les actions échangeables de BEPC sont détenues à 26,0 % par Brookfield et le reste par les actionnaires publics. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC donnent au porteur le droit, à son gré, de racheter respectivement ces parts ou actions pour une contrepartie en trésorerie. Puisque ce droit de rachat est assujetti au droit de premier refus d’Énergie Brookfield et qu’Énergie Brookfield peut, à son gré, régler la demande de rachat en contrepartie de parts de société en commandite qu’elle détient, à raison de une pour une, les parts de société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC sont classées à titre de capitaux propres selon IAS 32, Instruments financiers : Présentation. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité sont présentées à titre de participations ne donnant pas le contrôle puisqu’elles sont liées à une participation dans une filiale qui n’est pas attribuable, directement ou indirectement, à Énergie Brookfield. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 16 071 actions échangeables de BEPC (136 517 actions échangeables de BEPC au 31 décembre 2020) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite, pour un coût total de 1 million $ (2 millions $ au 31 décembre 2020). Aucune part de société en commandite rachetable/échangeable n’a été rachetée. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables émises par BRELP et les actions échangeables de BEPC émises par BEPC comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards des parts de société en commandite émises par Énergie Brookfield, sauf en ce qui concerne le droit de rachat décrit précédemment. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité, compte non tenu des distributions incitatives, donnent droit au résultat net et aux distributions par part équivalant à la participation par part des parts de société en commandite d’Énergie Brookfield. Au 31 décembre 2021, 194 487 939 parts de société en commandite rachetables/échangeables (194 487 939 parts au 31 décembre 2020), 172 203 342 actions échangeables de BEPC (172 180 417 actions au 31 décembre 2020) et 3 977 260 parts de participation de commandité (3 977 260 parts au 31 décembre 2020) étaient en circulation. En décembre 2021, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite et ses actions échangeables de BEPC en circulation. Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à concurrence de 13 750 520 parts de société en commandite et 8 610 184 actions échangeables de BEPC, soit 5 % des parts de société en commandite et des actions échangeables de BEPC émises et en circulation. Les offres viendront à échéance le 15 décembre 2022, ou plus tôt si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en commandite ni action échangeable de BEPC n’a été rachetée au cours des exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020.

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Le tableau suivant présente la répartition des distributions :
		2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield ...............................................................................		5 $	5 $			5 $
Distributions incitatives .................................................................................		80	65		50
							85				70	55
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une
filiale société de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues
par Brookfield ...........................................................................................		237	250	268
Actions échangeables de BEPC détenues par
Brookfield ................................................................................................							53	42	—
Porteurs d’actions externes ........................................................................		156	74	—
Total des actions échangeables de BEPC ........................................................							209	116	—
							531 $	436 $	323 $
Le tableau suivant résume certaines informations financières relatives aux participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield, aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield et aux actions échangeables de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation détenues par des actionnaires publics et Brookfield :
		2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Pour les exercices clos les 31 décembre :
Produits ...........................................................................................................							4 096 $	3 810 $		3 971 $
Résultat net .....................................................................................................		(66)		(45)		80
Résultat global .................................................................................................		2 700	2 229	2 025
Résultat net attribuable aux éléments suivants1 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield ................................................................................		77		62		50
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues
par Brookfield ............................................................................................		(135)		(133)		(65)
Actions échangeables de BEPC .....................................................................		(119)		(49)		—
Aux 31 décembre :
Immobilisations corporel es à la juste valeur .....................................................							49 432 $	44 590 $
Total de l’actif .................................................................................................		55 867	49 722
Total des emprunts ...........................................................................................		21 529	18 082
Total du passif .................................................................................................		31 871	27 955
Valeur comptable des éléments suivants2 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield ................................................................................		59		56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues
par Brookfield ............................................................................................		2 894	2 721
1)	Réparti en fonction de la moyenne pondérée de la participation de commandité, des parts de société en commandite rachetables/échangeables,
des actions échangeables de BEPC et des parts de société en commandite de respectivement 4,0 millions, 194,5 millions, 172,2 millions et 274,9 millions (respectivement 4,0 millions, 194,5 millions, 139,9 millions et 271,1 millions en 2020 et 4,0 millions, 194,5 millions, néant et 268,3 millions en 2019).
2)	Répartie en fonction de la participation de commandité, du nombre de parts de société en commandite rachetables/échangeables, des actions
échangeables de BEPC et de parts de société en commandite en circulation de respectivement 4,0 millions, 194,5 millions, 172,2 millions et 275,1 millions (respectivement 4,0 millions, 194,5 millions, 172,2 millions et 274,8 millions en 2020).

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Actions privilégiées Aux 31 décembre, les actions privilégiées d’Énergie Brookfield comprenaient les actions privilégiées de catégorie A d’Actions privilégiées Énergie renouvelable Brookfield Inc. (« Actions privilégiées ERB ») suivantes :
			Taux de	Dividendes déclarés
			rendement	pour les exercices clos
				cumulatif		Date de		les 31 décembre				Valeur comptable aux
				des	rachat
		Actions en	dividendes		la plus	31 décembre	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF						2021	2020				2021
		circulation		(%)	rapprochée			2020
INDICATION CONTRAIRE)
Série 1 (136 $ CA) ....			6,85	3,1 avril 2025								4 $	3 $			135 $		134 $
Série 2 (113 $ CA)1 ...			3,11	2,8 avril 2025					2	3			62		62
Série 3 (249 $ CA) ....			9,96	4,4 juil et 2024					9	8			197		195
Série 5 (103 $ CA) ....			4,11	5,0 avril 2018					4	4			81		81
Série 6 (175 $ CA) ....			7,00	5,0 juil et 2018					7	7			138		137
		31,03											26 $	25 $			613 $		609 $
1)	Le taux de dividende correspond à la distribution annualisée fondée sur le taux variable trimestriel le plus récent.
Les distributions versées au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont chiffrées à 26 millions $ (25 millions $ en 2020 et 26 millions $ en 2019). Les actions privilégiées de catégorie A n’ont pas de date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs. Au 31 décembre 2021, aucune des actions privilégiées de catégorie A, séries 5 ou 6, n’avait été rachetée par Actions privilégiées ERB. Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Actions privilégiées ERB lui signifiant son intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses actions privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2022 ou plus tôt si les rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités, le rachat est permis jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries d’actions privilégiées de catégorie A. Les actionnaires peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention en communiquant avec Énergie Brookfield. Aucune action privilégiée de catégorie A n’a été rachetée en 2021 dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Billets subordonnés perpétuels En avril 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des billets subordonnés perpétuels d’un capital de 350 millions $ à un taux fixe de 4,625 %. En décembre 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des billets subordonnés perpétuels d’un capital de 260 millions $ à un taux fixe de 4,875 %. Les billets subordonnés perpétuels ne sont assortis d’aucune date d’échéance et sont remboursés en cas de défaut de paiement. Ils confèrent à Énergie Brookfield le droit, à son gré, de reporter les intérêts (en totalité ou en partie) jusqu’à la liquidation d’actifs en cas de défaut de paiement.
					Les billets subordonnés perpétuels sont classés comme une catégorie
distincte de participations ne donnant pas le contrôle dans l’état consolidé de la situation financière d’Énergie Brookfield, conformément à IAS 32, Instruments financiers : Présentation. La charge d’intérêts de 12 millions $ engagée sur les billets subordonnés perpétuels au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021 (néant en 2020 et néant en 2019) est présentée à titre de distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. La valeur comptable des billets subordonnés perpétuels, déduction faite des coûts de transaction, était de 592 millions $ au 31 décembre 2021 (néant en 2020). Les distributions versées au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont établies à 9 millions $ (néant en 2020 et néant en 2019).

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16. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES DÉTENANT DES PARTS PRIVILÉGIÉES Les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées d’Énergie Brookfield sont composés des parts privilégiées de catégorie A présentées comme suit :
		Taux de	Dividendes déclarés
		rendement	pour les exercices clos
			cumulatif		Date de		les 31 décembre						Valeur comptable aux
			des	rachat
	Actions en	dividendes		la plus	31 décembre		31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF					2021								2020
	circulation		(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)							2021			2020
Série 5 (72 $ CA)									......	2,89	5,59 avril 2018			3 $	3 $						49 $	49 $
Série 7 (175 $ CA)	....	7,00	5,50 janvier 2026			8					7					128			128
Série 9 (200 $ CA)	....	—	5,75 juil et 2021			5					9					—			147
Série 11 (250 $ CA)	...	10,00		5,00 avril 2022			10					9					187			187
Série 13 (250 $ CA)	..	10,00		5,00 avril 2023			10					9					196			196
Série 15 (175 $ CA)	..	7,00	5,75 avril 2024			8					8					126			126
Série 17 (200 $) .........		8,00	5,25 mars 2025			11					9					195			195
	44,89										55 $	54 $						881 $			1 028 $
Au 31 décembre 2021, aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A, série 5, n’avait été rachetée. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en commandite privilégiées, série 9, en circulation en contrepartie de 200 millions $ CA, soit 25 $ CA par part de société en commandite privilégiée. Après la clôture de l’exercice, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en commandite privilégiées, série 5, en circulation en contrepartie de 73 millions $ CA, soit 25,25 $ CA par part de société en commandite privilégiée. Les distributions versées au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont établies à 55 millions $ (52 millions $ en 2020 et 43 millions $ en 2019). Parts de société en commandite privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Énergie Brookfield lui signifiant son intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2022, ou plus tôt si les rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries de parts privilégiées de catégorie A. Les porteurs de parts peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis en communiquant avec Énergie Brookfield. En 2021, aucune action n’a été rachetée. 17. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES Capitaux propres des commanditaires Au 31 décembre 2021, 275 084 265 parts de société en commandite étaient en circulation (274 837 890 parts de société en commandite en 2020), dont 68 749 416 parts de société en commandite étaient détenues par Brookfield (68 749 416 parts de société en commandite en 2020). Brookfield détient toutes les participations de commandité dans Énergie Brookfield, ce qui représentait une participation de 0,01 %. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, 230 304 parts de société en commandite (182 966 parts de société en commandite en 2020) ont été émises dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour une valeur totale de 9 millions $ (6 millions $ en 2020).
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Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 16 071 actions échangeables de BEPC (136 517 actions en 2020) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur totale de moins de 1 million $ (2 millions $ en 2020). Au 31 décembre 2021, la participation directe et indirecte de Brookfield Asset Management, soit 308 051 190 parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC, représentait environ 48,0 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral. La participation restante, soit environ 52,0 %, est détenue par des investisseurs publics. Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détenait au 31 décembre 2021 une participation directe de société en commandite de 25 % dans Énergie Brookfield, une participation directe de 41 % dans BRELP découlant de la détention de parts de société en commandite rachetables/échangeables, une participation directe de commandité de 1 % dans BRELP et une participation directe de 26 % dans les actions échangeables de BEPC. En décembre 2021, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite. Énergie Brookfield est autorisée à racheter jusqu’à 13 750 520 parts de société en commandite, soit 5 % de ses parts de société en commandite émises et en circulation. L’offre viendra à échéance le 15 décembre 2022, ou plus tôt si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en commandite n’a été rachetée au cours des exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020. Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions :
(EN MILLIONS)	2021	2020
Brookfield			....................................................................................................................	84 $	98 $
Porteurs de parts de société en commandite externes				............................................................	251		251
						335 $	349 $
En février 2022, les distributions aux porteurs de parts sont passées à 1,28 $ par part de société en commandite sur une base annualisée, soit une hausse de 0,06 $ par part de société en commandite, qui prendra effet pour la distribution à verser en mars 2022. Les distributions versées pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont établies à 325 millions $ (349 millions $ en 2020 et 363 millions $ en 2019).
18. GOODWILL Le tableau ci-dessous présente un rapprochement du goodwill :
(EN MILLIONS)	Note						Total
Solde au 31 décembre 2019							.......................................................................................................		949 $
Acquis dans le cadre d’une acquisition .................................................................................................	3		41
Écart de conversion								..................................................................................................................		(20)
Solde au 31 décembre 2020							.......................................................................................................				970
Acquis dans le cadre d’une acquisition									........................................................................................	3			117
Écart de conversion								..................................................................................................................				(121)
Solde au 31 décembre 2021							.......................................................................................................		966 $


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Au 31 décembre 2021, le goodwill associé au secteur hydroélectricité s’établissait à 676 millions $ et découlait de la comptabilisation du passif d’impôt différé dans la répartition du prix d’acquisition de regroupements d’entreprises. Le passif d’impôt différé est évalué, conformément à IAS 12, selon la répartition du prix d’acquisition plutôt qu’à la juste valeur. Par conséquent, le goodwill comptabilisé ne représente pas le goodwill « principal », mais plutôt le goodwill découlant de concepts comptables, ou goodwill « secondaire ». Afin d’éviter une dépréciation immédiate de ce goodwill secondaire, Énergie Brookfield a retiré de la valeur comptable tout goodwill secondaire justifié, à la date du test de dépréciation, par l’existence du passif d’impôt différé initial qui a donné lieu au goodwill. Au 31 décembre 2021, Énergie Brookfield a effectué un test de dépréciation au niveau où le goodwill fait l’objet d’un suivi par la direction. Énergie Brookfield n’a décelé aucune dépréciation du goodwill. Dans le cadre de ce test de dépréciation, la direction a retranché de la valeur comptable des actifs touchés le goodwill secondaire qui continuait d’être justifié par l’existence du passif d’impôt différé initial qui avait donné lieu au goodwill. Le goodwill résiduel n’était pas important par rapport au solde total et a été affecté à des actifs éoliens et solaires en Espagne (respectivement 67 millions $ et 106 millions $) ainsi qu’à un portefeuille d’actifs de production décentralisée en exploitation et en développement aux États-Unis d’une puissance de 360 MW dans le secteur transition énergétique (117 millions $). 19. GESTION DU CAPITAL Les principaux objectifs d’Énergie Brookfield par rapport à la gestion du capital consistent à s’assurer de la durabilité de son capital en vue de soutenir les activités poursuivies, de respecter ses obligations financières, de saisir les occasions de croissance et d’offrir des distributions stables à ses porteurs de parts de société en commandite. Le capital d’Énergie Brookfield est surveillé au moyen du ratio d’endettement du siège social et du ratio d’endettement consolidé. Au 31 décembre 2021, ces ratios étaient de respectivement 8 % et 33 % (respectivement 6 % et 27 % en 2020). Énergie Brookfield a consenti à des clauses restrictives en faveur de certains de ses prêteurs en ce qui a trait aux emprunts de la société en commandite et à ses facilités de crédit. Aux termes des clauses restrictives, Énergie Brookfield doit respecter des ratios d’endettement minimaux. Les filiales d’Énergie Brookfield ont consenti à des clauses restrictives en faveur de certains de leurs prêteurs en ce qui a trait à leurs emprunts sans recours. Ces clauses restrictives varient d’une convention de crédit à l’autre et comprennent des ratios de couverture du service de la dette. Certains prêteurs ont également imposé des exigences qui obligent Énergie Brookfield et ses filiales à maintenir des comptes de réserve relativement à la dette et aux dépenses d’investissement. Dans l’éventualité où les filiales ne respecteraient pas les clauses restrictives, les conséquences pourraient notamment se traduire par une limitation des distributions versées par les filiales à Énergie Brookfield ainsi que le remboursement de l’encours de la dette. Énergie Brookfield est tributaire des distributions versées par ses filiales pour assurer le service de sa dette.

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La stratégie d’Énergie Brookfield en 2021, qui était la même au cours de l’exercice 2020, consistait à respecter les mesures aux 31 décembre présentées dans le tableau ci-après :
			Siège social		Données consolidées
			2021	2020			2021	2020
(EN MILLIONS)
Papier commercial1 ...............................................................			— $	3 $			— $	3 $
Dette
Bil ets à moyen terme2 .......................................................		2 156	2 140			2 156	2 140
Emprunts sans recours3 ......................................................			—	—			19 352	16 006
		2 156	2 140			21 508	18 146
Passifs d’impôt différé, montant net4 .....................................			—	—			6 018	5 310
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle .............................			—		—			12 303	11 100
Actions privilégiées ............................................................			613	609			613	609
Bil ets subordonnés perpétuels ............................................			592	—			592	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées5 .....................................................................			881	1 028			881	1 028
Capitaux propres at ribuables aux porteurs de parts .............		9 607	9 030			9 607	9 030
Total de la structure du capital ...............................................		13 849 $	12 807 $			51 522 $	45 223 $
Ratio d’endettement ..............................................................			16 %	17 %			42 %	40 %
Ratio d’endettement (valeur de marché)6 ...............................			8 %	6 %			33 %	27 %
1)	Les ratios d’endettement ne tiennent pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des émissions de papier
commercial, car ils ne sont pas des sources de capital permanentes.
2)	Les billets à moyen terme ne sont pas assortis d’une sûreté, mais sont garantis par Énergie Brookfield et ne tiennent pas compte des coûts de
financement différés de 7 millions $ (8 millions $ en 2020), déduction faite des primes non amorties.
3)	Les emprunts consolidés sans recours comprenaient un montant de 30 millions $ (15 millions $ en 2020) emprunté aux termes d’une facilité
de crédit-relais d’un fonds privé soutenu par Brookfield et ne tiennent pas compte des coûts de financement différés de 132 millions $
(122 millions $ en 2020), et des primes non amorties de 160 millions $ (63 millions $ en 2020).
4)	Passifs d’impôt différé, déduction faite des actifs d’impôt différé.
5)	Après la clôture de l’exercice, le 31 janvier 2021, Énergie Brookfield a racheté des parts privilégiées, série 5, d’un montant de
72 millions $ CA.
6)	Repose sur la valeur de marché des actions privilégiées, des billets subordonnés perpétuels, des capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées et des capitaux propres attribuables aux porteurs de parts.
20. PARTICIPATIONS COMPTABILISÉES SELON LA MÉTHODE DE LA MISE EN ÉQUIVALENCE Le tableau suivant présente les variations des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence d’Énergie Brookfield :
		2021			2020	2019
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice .............................................................................			971 $			937 $	684 $
Participation .....................................................................................................		57					42	144
Remboursement de capital ................................................................................		(8)			(19)	—
Quote-part du résultat net ..................................................................................		22					27		29
Quote-part des autres éléments du résultat global ...............................................		148					29		81
Dividendes reçus ..............................................................................................		(78)			(56)	(16)
Écart de conversion et autres .............................................................................		(5)					11		15
Solde à la fin de l’exercice ................................................................................			1 107 $			971 $	937 $


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21. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se présentaient comme suit :
(EN MILLIONS)			2021	2020
Trésorerie					.................................................................................................................	759 $	422 $
Dépôts à court terme						...................................................................................................	5		9
								764 $	431 $
22. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se présentaient comme suit :
		Note						2021						2020
(EN MILLIONS)
Activités					..........................................................................................................			167 $						129 $
Obligations liées au crédit						..................................................................................		95	119
Dépenses d’investissement et projets de développement										..........................................		50	35
Total					...............................................................................................................			312	283
Moins : tranche non courante											.............................................................................. 24	(51)	(75)
Tranche courante						..............................................................................................		261 $						208 $
23. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se composaient des éléments suivants :
			2021						2020
(EN MILLIONS)
Créances clients						.............................................................................................................	629 $	614 $
Dépôts affectés en garantie1											.............................................................................................	434	1
Charges payées d’avance et créances diverses												.....................................................................	354	64
Stocks					..........................................................................................................................	31	26
Impôts à recevoir						...........................................................................................................	39	15
Autres créances à court terme											...........................................................................................	139		162
Tranche courante de l’actif sur contrat													...............................................................................	57	46
				1 683 $						928 $
1)	Les dépôts affectés en garantie sont associés à des contrats d’énergie dérivés qu’Énergie Brookfield conclut en vue de réduire son exposition
aux prix de l’électricité sur les marchés de gros au moment de la vente future de sa production non visée par contrat, conformément à la stratégie de gestion des risques d’Énergie Brookfield.
Au 31 décembre 2021, 82 % des créances clients étaient non échues (84 % en 2020). Énergie Brookfield ne s’attend pas à ce que la recouvrabilité de ces montants soit un enjeu. Par conséquent, aux 31 décembre 2021 et 2020, il a été décidé qu’il n’était pas nécessaire de constituer une provision pour créances douteuses relative aux créances clients. Les créances clients sont généralement exigibles dans les 30 jours, et des limites de crédit faisant l’objet d’un suivi serré sont attribuées à toutes les contreparties. Pour déterminer la recouvrabilité des créances clients, la direction effectue une analyse de risque en tenant compte du type et de l’ge des débiteurs impayés et de la solvabilité des contreparties. La direction examine aussi régulièrement le solde des créances clients.

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24. AUTRES ACTIFS NON COURANTS Les autres actifs non courants d’Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux 31 décembre :
		Notes	2021	2020
(EN MILLIONS)
Actif sur contrat ..........................................................................................................			388 $	409 $
Créances à long terme .................................................................................................			216	108
Montants à recevoir de parties liées .............................................................................		29	142	6
Liquidités soumises à restrictions ................................................................................		22	51	75
Divers ........................................................................................................................			27	7
			824 $	605 $
Aux 31 décembre 2021 et 2020, les liquidités soumises à restrictions étaient détenues principalement pour satisfaire aux exigences en matière de réserves liées à l’exploitation et à l’entretien, aux paiements de loyers et aux accords de crédit. Les actifs sur contrat découlent des modifications qui ont été apportées aux conventions d’achat d’électricité à long terme intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield portant sur les actifs de production en Ontario détenus par Great Lakes Power Limited et Fiducie Mississagi Power. L’incidence nette de ces modifications a été contrebalancée par l’apport de modifications à la convention d’achat d’électricité à long terme qu’Énergie Brookfield a conclue avec Brookfield portant sur plusieurs entités détenues par Énergie Brookfield aux États-Unis; toutefois, les modifications ont donné lieu à un échéancier différent pour les flux de trésorerie. Par conséquent, les modifications ont été comptabilisées en fonction de leur substance, entraînant la comptabilisation de soldes d’actifs et de passifs sur contrat ainsi que de coûts de financement nets sur la durée résiduelle des conventions. Aucune provision importante n’est prévue pour les pertes de crédit attendues découlant des actifs sur contrat. Se reporter à la note 29, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements sur les conventions relatives aux produits intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield. 25. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield aux 31 décembre étaient comme suit :
			2021	2020
(EN MILLIONS)
Créditeurs liés aux activités d’exploitation ...............................................................................			312 $	270 $
Dettes fournisseurs .................................................................................................................			208	127
Intérêts à payer sur les emprunts ..............................................................................................			116	106
Distributions à payer aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à payer
sur les parts de société en commandite privilégiées, dividendes à payer sur les actions
privilégiées, distributions à payer sur les bil ets subordonnés perpétuels et dividendes à payer
sur les actions échangeables de BEPC1 ................................................................................			54	46
Tranche à court terme des obligations locatives........................................................................			30	33
Divers ....................................................................................................................................			59	43
			779 $	625 $
1)	Ne comprennent que les montants à payer aux porteurs de parts de société en commandite externes et aux porteurs d’actions échangeables
de BEPC. Les montants à payer à Brookfield sont compris dans les montants à payer à des parties liées.

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26. PROVISIONS Le tableau ci-dessous présente la variation des passifs relatifs au démantèlement de la société :
		2021	2020
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice ....................................................................................................		645 $	504 $
Acquisitions par voie de regroupements d’entreprises ..............................................................		99	23
Cession ..................................................................................................................................		(12)	—
Désactualisation .....................................................................................................................		13	17
Modification d’estimations......................................................................................................		(69)	94
Écart de conversion ................................................................................................................		(8)	7
Solde à la fin de l’exercice ......................................................................................................		668 $	645 $
Énergie Brookfield a comptabilisé des obligations de démantèlement associées à certains actifs de production d’électricité. Une obligation de démantèlement a été établie pour des centrales hydroélectriques, éoliennes et solaires, dont la remise en état devrait se faire en grande partie entre 2031 et 2055. Le coût estimatif des activités de démantèlement est établi d’après l’évaluation d’un tiers. Pour de plus amples renseignements sur les autres provisions pour frais juridiques, se reporter à la note 28, « Engagements, éventualités et garanties ». 27. AUTRES PASSIFS NON COURANTS Les autres passifs non courants d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux 31 décembre :
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Passifs sur contrat				........................................................................................................	635 $	602 $
Obligations locatives				....................................................................................................	434	405
Passifs réglementaires1				..................................................................................................	130	3
Obligations au titre des prestations de retraite					...................................................................	77					98
Passif au titre des paiements relatifs aux concessions							.........................................................	10				11
Montants à payer à des parties liées								.................................................................................	34				11
Divers									........................................................................................................................	120				116
				1 440 $	1 246 $
1)	Les passifs réglementaires sont associés aux mécanismes de réglementation des tarifs de certains actifs d'Énergie Brookfield en Espagne.
Les passifs sur contrat découlent de la modification qui a été apportée à la convention relative aux produits tirés de l’électricité conclue entre Brookfield et plusieurs entités détenues par Énergie Brookfield aux États-Unis. Se reporter à la note 24, « Autres actifs non courants », pour de plus amples renseignements sur les soldes des contrats d’Énergie Brookfield. Se reporter à la note 29, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements sur les conventions relatives aux produits intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield. 28. ENGAGEMENTS, ÉVENTUALITÉS ET GARANTIES Engagements Dans le cours de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales sont parties à des ententes relatives à l’utilisation d’eau, de terrains et de barrages. Les paiements prévus en vertu de ces ententes varient selon le volume d’électricité produite. Les diverses ententes peuvent être renouvelées et se prolonger jusqu’en 2089. Dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield prendra des engagements au titre des dépenses d’investissement qui concernent principalement des coûts engagés dans le cadre de projets d’initiatives de croissance divers. Au 31 décembre 2021, Énergie Brookfield avait pris des engagements au titre des dépenses d’investissement en cours
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totalisant 699 millions $ (574 millions $ en 2020). De ce montant, une tranche de 669 millions $ (405 millions $ en 2020) est exigible dans moins d’un an, une tranche de 30 millions $ (159 millions $ en 2020), dans deux à cinq ans, et la tranche restante de néant (10 millions $ en 2020), par la suite. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a convenu d’investir environ 54 millions R$ (10 millions $) en vue d’acquérir un portefeuille de développement éolien au Brésil d’une puissance de 270 MW. La clôture de la transaction devrait avoir lieu au premier trimestre de 2022, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a convenu d’investir 153 milliards COP (41 millions $) en vue d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie solaire en Colombie d’une puissance de 38 MW. La clôture de la transaction devrait avoir lieu au deuxième trimestre de 2022, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 24 %. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a convenu d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie solaire aux États-Unis d’une puissance installée totale d’environ 473 MW, pour une contrepartie totale de 135 millions $ (environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield).
	La clôture de la transaction devrait avoir lieu au premier
trimestre de 2022, sous réserve des conditions de clôture habituel es, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue d’acquérir une participation de 83 % dans un portefeuille de production décentralisée d’une puissance de 437 MW, composé d’actifs en exploitation et en développement de grande qualité au Chili, pour une contrepartie totale de 31 millions $ (environ 8 millions $ pour Énergie Brookfield). La clôture de la transaction devrait avoir lieu au premier trimestre de 2022, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Une partie intégrante de la stratégie d’Énergie Brookfield consiste à participer avec des investisseurs institutionnels à des fonds de capital-investissement privés soutenus par Brookfield qui ciblent des acquisitions correspondant au profil d’Énergie Brookfield. Dans le cours normal de ses activités, Énergie Brookfield s’est engagée auprès de fonds de capital-investissement privés soutenus par Brookfield à participer à ces acquisitions cibles dans l’avenir, lorsque celles-ci auront été identifiées, le cas échéant. De temps à autre, afin de permettre à ce que les activités d’investissement soient réalisées rapidement et de façon efficace, Énergie Brookfield financera des dépôts ou engagera d’autres coûts et charges (y compris en recourant à des facilités de crédit afin d’utiliser, de soutenir, de garantir ou d’émettre des lettres de crédit) à l’égard d’un investissement qui sera par la suite partagé entre des véhicules, des consortiums ou des sociétés de personnes soutenus par Brookfield (y compris des fonds privés, des coentreprises et des arrangements semblables), Énergie Brookfield et des co-investisseurs ou effectué en totalité par l’un de ceux-ci. Éventualités Énergie Brookfield et ses filiales font l’objet d’actions en justice, d’arbitrages et de poursuites dans le cours normal de leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire avec certitude l’issue de ces actions en justice et poursuites, la direction est d’avis que leur règlement n’aura pas d’incidence importante sur la situation financière consolidée d’Énergie Brookfield ou sur ses résultats d’exploitation consolidés. Le 22 décembre 2020, la filiale d’Énergie Brookfield, TerraForm Power, a reçu une décision défavorable à l’égard de la requête de jugement sommaire dans le cadre d’un litige portant sur un différend contractuel historique. Ce litige était antérieur à l’acquisition en 2017, par Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels, d’une participation initiale de 51 % dans TerraForm Power et portait sur une allégation selon laquelle TerraForm Power avait l’obligation de verser des paiements indexés sur les bénéfices futurs en lien avec l’acquisition à un tiers de certains actifs en développement par l’ancienne société mère de TerraForm Power. La décision du tribunal prononcé en faveur du demandeur lui a accordé environ 231 millions $ plus les intérêts courus à partir de mai 2016 à un taux annuel non composé de 9 % prévu par la loi applicable dans l’État de New York. Au cours de l’exercice, TerraForm Power a conclu une entente de règlement définitive avec les demandeurs. Le règlement versé par TerraForm Power était d’environ 50 millions $ en deçà du montant prévu dans la
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décision du tribunal et comprenait les intérêts courus. Une filiale détenue en partie par Énergie Brookfield détenant des actions de TerraForm Power était contractuellement en droit de se voir émettre des actions supplémentaires de TerraForm Power à titre d’indemnisation pour les frais liés au litige engagés. Les actions ont été émises au cours de l’exercice, ce qui a entraîné une dilution négligeable de la participation d’Énergie Brookfield dans TerraForm Power. Au cours de l’exercice, TerraForm Power a entrepris des actions en justice en vue de récupérer le montant du règlement ainsi que les coûts engagés pour sa défense dans le cadre du litige sous-jacent. Énergie Brookfield, au nom des filiales d’Énergie Brookfield, et les filiales elles-mêmes ont fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au titre du capital, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement. L’activité relative aux lettres de crédit émises par Énergie Brookfield est décrite à la note 14, « Emprunts ». Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, a fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au titre du capital, et à l’achèvement des travaux de construction et au rendement dans la mesure où elles se rapportent à ses participations dans Brookfield Americas Infrastructure Fund, Brookfield Infrastructure Fund II, Brookfield Infrastructure Fund III, Brookfield Infrastructure Fund IV et Brookfield Global Transition Fund. Les filiales d’Énergie Brookfield ont également fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au titre du capital, et à l’achèvement des travaux de construction et au rendement. Les lettres de crédit émises par Énergie Brookfield, avec des investisseurs institutionnels, et ses filiales se présentaient comme suit :
	2021	2020
(EN MILLIONS)
Énergie Brookfield, avec des investisseurs institutionnels..........................................................	98 $	46 $
Filiales d’Énergie Brookfield ...................................................................................................	950		670

				1 048 $	716 $
Garanties Dans le cours normal de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales signent des conventions prévoyant l’indemnisation et des garanties à l’égard de tiers dans le cadre de transactions, notamment de cessions d’entreprises, de projets d’investissement, d’acquisitions d’entreprises, ainsi que de vente et d’achat d’actifs et de services. Énergie Brookfield a également convenu d’indemniser ses administrateurs et certains de ses dirigeants et employés. La nature de la quasi-totalité des promesses d’indemnisation empêche Énergie Brookfield de faire une estimation raisonnable du montant maximal qu’elle pourrait être tenue de verser à des tiers, car les conventions ne précisent pas toujours de montant maximal, et les montants dépendent de l’issue d’éventualités futures, dont la nature et la probabilité ne peuvent être déterminées à l’heure actuelle. Énergie Brookfield et ses filiales n’ont jamais versé de montant important aux termes de telles conventions d’indemnisation.

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29. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield sont comptabilisées à la valeur d’échange et sont principalement effectuées avec Brookfield. Énergie Brookfield et Brookfield ont conclu ou modifié les conventions principales suivantes :
Principales conventions Conventions de société en commandite Les conventions de société en commandite modifiées et mises à jour d’Énergie Brookfield et de BRELP décrivent toutes deux les principales modalités des sociétés en commandite, y compris les clauses sur la gestion, les protections des commanditaires, les apports en capital, les distributions et la répartition du résultat net. Le commandité de BRELP a le droit de recevoir des distributions incitatives de BRELP attribuables à sa participation de commandité dans BRELP. Les distributions incitatives seront calculées par tranches en fonction du montant par lequel les distributions trimestrielles faites sur les parts de société en commandite de BRELP dépassent les niveaux cibles tels qu’ils ont été établis dans la convention de société en commandite modifiée et mise à jour. Convention-cadre de services Énergie Brookfield a conclu une convention avec Brookfield Asset Management en vertu de laquelle Brookfield Asset Management a accepté d’assurer la surveillance générale de l’entreprise et d’offrir les services de hauts dirigeants à Énergie Brookfield moyennant des honoraires de gestion. Ceux-ci sont versés tous les trimestres et comprennent une composante trimestrielle fixe de 5 millions $ et une composante variable calculée en pourcentage de l’augmentation de la valeur de la capitalisation totale d’Énergie Brookfield par rapport à une valeur de référence initiale (sous réserve d’une indexation annuelle en fonction d’un taux d’inflation déterminé à partir du 1er janvier 2013). Au 31 décembre 2021, la valeur de la capitalisation totale s’établissait à 27 milliards $, en comparaison de la valeur de référence initiale de 8 milliards $ et compte tenu du montant annuel de 23 millions $ (ajusté pour tenir compte de l’inflation), ce qui a entraîné le paiement d’honoraires de gestion de 288 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (212 millions $ en 2020 et 108 millions $ en 2019). Convention relative aux relations Depuis sa création, Énergie Brookfield a une convention relative aux relations qu’elle a conclue avec Brookfield en vertu de laquelle Brookfield a convenu, sous réserve de certaines exceptions, qu’Énergie Brookfield servira de principal véhicule par l’intermédiaire duquel Brookfield acquerra, directement ou indirectement, des actifs d’énergie renouvelable à l’échelle mondiale. Convention-cadre de services de TERP et Brookfield TerraForm Power était partie à une entente de gestion (la « convention-cadre de services de TERP et Brookfield ») avec Brookfield ainsi que certaines de ses sociétés affiliées, datée du 16 octobre 2017. En vertu de la convention-cadre de services de TERP et Brookfield, TerraForm Power assumait les coûts de services de gestion trimestriels qui étaient calculés comme suit, conformément à la convention-cadre de services de TERP et Brookfield :
• Pour chacun des quatre premiers trimestres après le 16 octobre 2017, une composante fixe de 2,5 millions $ par
	trimestre (sous réserve d’un ajustement proportionnel pour le trimestre qui comprend le 16 octobre 2017) plus 0,3125 % de l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière pour ce trimestre.
• Pour chacun des quatre trimestres suivants, une composante fixe de 3,0 millions $ par trimestre rajustée
	annuellement en fonction de l’inflation plus 0,3125 % de l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière pour ce trimestre.
• Par la suite, une composante fixe de 3,75 millions $ par trimestre rajustée annuellement en fonction de l’inflation
	plus 0,3125 % de l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière pour ce trimestre.

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Aux fins du calcul du paiement des coûts de services de gestion, l’expression « augmentation de la valeur de la capitalisation boursière » désignait, pour tout trimestre, l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière de TerraForm Power pour ce trimestre, calculée en multipliant le nombre d’actions ordinaires en circulation de TerraForm Power au dernier jour de Bourse du trimestre par la différence entre (x) le cours moyen pondéré selon le volume d’une action ordinaire pendant les jours de Bourse dudit trimestre et (y) 9,52 $. Si la différence entre (x) et (y) dans le calcul de l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière pour un trimestre est un nombre négatif, alors l’augmentation de la valeur de la capitalisation boursière est réputée être nulle. Les coûts de services de gestion de TerraForm Power pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont chiffrés à néant (23 millions $ en 2020 et 27 millions $ en 2019) et sont compris dans les comptes de résultat d’Énergie Brookfield en fonction de ses données historiques. La convention-cadre de services de TERP et Brookfield a été résiliée après l’acquisition de TerraForm Power par Énergie Brookfield le 31 juillet 2020. Convention de vote de BRELP En 2011, Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec Brookfield, aux termes de laquelle Énergie Brookfield, par l’intermédiaire de BRPL, détient un certain nombre de droits de vote, notamment le droit de donner des directives contraignantes à l’égard de l’ensemble des votes pouvant être exercés dans le cadre de l’élection des administrateurs du commandité de BRELP.
Convention de gouvernance TerraForm Power était partie à une convention de gouvernance datée du 16 octobre 2017, désignée comme la convention de gouvernance, avec Orion Holdings 1 L.P. (« Orion Holdings »), filiale contrôlée par Brookfield Asset Management, et toutes les sociétés affiliées contrôlées de Brookfield Asset Management (autres que TerraForm Power et ses sociétés affiliées contrôlées), lesquelles, en vertu de la convention de gouvernance, deviennent occasionnellement parties à ladite convention, désignées collectivement comme les commanditaires. La convention de gouvernance établissait certains droits et certaines obligations de TerraForm Power et des sociétés affiliées contrôlées de Brookfield Asset Management qui détenaient des titres avec droits de vote de TerraForm Power à l’égard de la gouvernance de TerraForm Power et des relations entre les sociétés affiliées de Brookfield Asset Management, TerraForm Power et ses sociétés affiliées contrôlées. Le 11 juin 2018, Orion Holdings, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc. (« NA HoldCo ») et TerraForm Power ont signé une convention connexe en vertu de laquelle NA HoldCo est devenue partie à la convention de gouvernance. Le 29 juin 2018, Orion Holdings, NA HoldCo, BBHC Orion Holdco L.P. (« BBHC Orion »), filiale contrôlée par Brookfield Asset Management, et TerraForm Power ont signé une deuxième convention connexe selon laquelle BBHC Orion est devenue partie à la convention de gouvernance. La convention de gouvernance a été résiliée au moment de l’acquisition de TerraForm Power par Énergie Brookfield le 31 juillet 2020.
Conventions de services d’électricité Internalisation de la commercialisation de l’énergie En 2018, Énergie Brookfield et Brookfield ont conclu une entente (la « convention relative à la commercialisation de l’énergie ») visant à internaliser au sein d’Énergie Brookfield toutes les activités de commercialisation de l’énergie en Amérique du Nord. La convention relative à la commercialisation de l’énergie vise à transférer toutes les activités de commercialisation existantes de Brookfield à Énergie Brookfield, ce qui comprend la commercialisation, l’achat et les transactions d’énergie ou de produits connexes en Amérique du Nord, la prestation de services de commercialisation de l’énergie et tout ce qui en découle (l’« internalisation de la commercialisation de l’énergie »). L’internalisation de la commercialisation de l’énergie comprenait également le transfert de toutes les conventions d’achat d’électricité conclues avec des tierces parties, sous réserve de certaines exceptions, ainsi que les conventions d’achat d’électricité et de soutien relatives aux produits conclues avec des parties liées comme il est décrit en détail ci-dessous.
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L’internalisation de la commercialisation de l’énergie a été réalisée au cours du troisième trimestre de 2019. Les conventions d’agence d’électricité, la convention de commercialisation de l’énergie et certaines conventions relatives aux produits dont il est question ci-après ont été transférées de Brookfield à Énergie Brookfield dans le cadre de l’internationalisation de la commercialisation de l’énergie. Conventions d’agence d’électricité Certaines filiales d’Énergie Brookfield ont conclu des conventions d’agence d’électricité, nommant Brookfield en tant que mandataire exclusif à l’égard de la vente d’électricité, y compris de la prestation de services de transport et d’autres services supplémentaires. De plus, Brookfield se chargeait de l’ordonnancement et de la répartition, et voyait au transport de l’électricité produite et de l’électricité fournie à des tiers conformément aux pratiques prudentes de l’industrie. En vertu de chaque convention, Brookfield avait droit au remboursement de tous les frais tiers engagés et, dans certains cas, recevait une rémunération supplémentaire en échange de la prestation de ses services de vente d’électricité et des autres services. Une fois entrée en vigueur l’internalisation de la commercialisation de l’énergie, toutes les conventions d’agence d’électricité ont été transférées de Brookfield à Énergie Brookfield. Convention de commercialisation de l’énergie Brookfield avait accepté de fournir des services de commercialisation d’énergie aux activités nord-américaines d’Énergie Brookfield. En vertu de cette convention, Énergie Brookfield payait des frais de commercialisation de l’énergie de 18 millions $ par année (sous réserve d’une augmentation en fonction d’un taux d’inflation déterminé à partir du 1er janvier 2013). Se reporter à la note 8, « Coûts d’exploitation directs ». Une fois entrée en vigueur l’internalisation de la commercialisation de l’énergie, la convention de commercialisation de l’énergie a été transférée de Brookfield à Énergie Brookfield. Conventions relatives aux produits Modifications apportées aux contrats Au cours du premier trimestre de 2021, des modifications ont été apportées à deux conventions d’achat d’électricité à long terme visant la vente de l’énergie produite par des centrales hydroélectriques détenues par Great Lakes Power Limited (« GLPL ») et Fiducie Mississagi Power (« FMP »), et les conventions d’achat d’électricité conclues par Brookfield avec des tierces parties portant sur la vente de l’énergie produite par GLPL et FMP ont été réaffectées. Par le passé, selon les conventions d’achat d’électricité, Brookfield devait acheter l’énergie produite par GLPL et FMP à un prix moyen de respectivement 100 $ CA le MWh et 127 $ CA le MWh, sous réserve d’un ajustement annuel correspondant à un taux fixe de 3 %.
	La date d’échéance initiale des conventions de GLPL et FMP conclues avec Brookfield était fixée au
1er décembre 2029, mais Énergie Brookfield aura l’option de prolonger l’engagement de Brookfield à offrir un prix fixe de 60 $ CA le MWh à GLPL jusqu’en 2044. Aucune modification n’a été apportée aux modalités des conventions d’achat d’électricité conclues par Brookfield avec des tierces parties par suite de la réaffectation à GLPL et FMP. La convention qui accorde à Énergie Brookfield l’option de prolonger l’engagement de Brookfield à offrir un prix fixe de 60 $ CA le MWh à GLPL du 1er décembre 2029 jusqu’en 2044 n’a été ni modifiée ni résiliée. Convention relative aux produits tirés de l’électricité En 2018, la convention relative aux produits tirés de l’électricité entre Brookfield et plusieurs sociétés détenues par Énergie Brookfield a été modifiée en bonne et due forme. Brookfield maintiendra à 75 $ le MWh le prix qu’Énergie Brookfield reçoit pour l’énergie produite par certaines centrales aux États-Unis. Le 1er janvier de chaque année jusqu’en 2021, le prix est accru d’un montant équivalant à 40 % de l’augmentation de l’IPC de l’année civile précédente, jusqu’à concurrence d’une hausse de 3 % dans une année civile. Le prix garanti sera réduit de 3 $ par MWh chaque année à partir de 2021 jusqu’en 2025, puis à nouveau de 5,03 $ par MWh en 2026. La convention relative aux produits tirés de l’électricité prendra fin en 2046 et confère à Brookfield le droit de mettre fin à la convention en 2036.
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Autres conventions relatives aux produits En vertu d’une convention d’achat d’électricité de 20 ans, Brookfield achète toute l’énergie produite par plusieurs centrales électriques dans les États du Maine et du New Hampshire détenues par Great Lakes Holding America (« GLHA ») au prix de 37 $ le MWh. Les tarifs d’électricité étaient soumis à un ajustement annuel égal à 20 % de l’augmentation de l’IPC de l’année précédente. Une fois entrée en vigueur l’internalisation de la commercialisation de l’énergie, la convention d’achat d’électricité conclue avec GLHA a été transférée à Énergie Brookfield. Aux termes d’une convention d’achat d’électricité de 20 ans, Brookfield achetait toute l’énergie produite par Énergie La Lièvre S.E.C. au Québec au prix de 68 $ CA le MWh. Les tarifs d’énergie étaient soumis à un ajustement annuel correspondant au moindre des deux montants suivants : soit 40 % de l’augmentation de l’IPC de l’année précédente, ou 3 %. Une fois entrée en vigueur l’internalisation de la commercialisation de l’énergie, la convention d’achat d’électricité conclue avec Énergie La Lièvre S.E.C. a été transférée à Énergie Brookfield. Aux termes d’une convention de garantie, Brookfield achetait toute l’énergie produite par les deux centrales d’Hydro Pontiac Inc. au prix de 68 $ CA le MWh. Ce tarif était soumis depuis 2010 à un ajustement annuel égal à 40 % de l’augmentation de l’IPC de l’année civile précédente. Cette convention de garantie devait entrer en vigueur en 2019 pour une des centrales et en 2020 pour l’autre, soit à l’expiration de leurs conventions d’achat d’électricité actuelles conclues avec des tiers. L’échéance initiale de la convention avec Brookfield était fixée à 2029 et la convention était automatiquement renouvelée pour des périodes consécutives de 20 ans sous réserve de certaines clauses de résiliation. Une fois l’internalisation de la commercialisation de l’énergie achevée, la convention de garantie conclue avec Hydro Pontiac Inc. a été transférée à Énergie Brookfield. Aux termes d’une convention relative au nivellement de la production éolienne d’une durée de dix ans qui est venue à échéance en février 2019, Brookfield permettait d’atténuer toute variation éolienne éventuelle par rapport à la production annuelle prévue de 506 GWh des actifs du parc éolien Prince Wind, en Ontario. Toute production excédentaire par rapport à la production prévue donnait lieu à un paiement d’Énergie Brookfield à Brookfield, tandis qu’une insuffisance aurait donné lieu à un paiement de Brookfield à Énergie Brookfield. Conventions de vote Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield en vertu desquelles Brookfield, à titre de membre directeur des entités liées à Brookfield Americas Infrastructure Fund (les « entités liées à BAIF ») dans lesquelles Énergie Brookfield détient des participations dans des activités de production d’électricité avec des investisseurs institutionnels, a convenu d’attribuer à Énergie Brookfield leurs droits de vote à l’élection des membres du conseil d’administration des entités liées à BAIF. Les intérêts économiques d’Énergie Brookfield dans les entités liées à BAIF aux États-Unis et au Brésil sont de respectivement 22 % et 25 %. Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales de Brookfield en vertu desquelles ces filiales, à titre de membres directeurs des entités liées à Brookfield Infrastructure Fund II (les « entités liées à BIF II ») dans lesquelles Énergie Brookfield détient des participations dans des activités de production d’électricité avec des investisseurs institutionnels, ont convenu de conférer à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités liées à BIF II. Les participations financières d’Énergie Brookfield dans les entités liées à BIF II étaient de l’ordre de 40 % à 50,1 %. Sauf ce qui est énoncé ci-après relativement à TerraForm Power et à Isagen, Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales de Brookfield à titre de membres directeurs des entités liées à Brookfield Infrastructure Fund III (les « entités liées à BIF III ») dans lesquelles Énergie Brookfield détient des participations dans des activités de production d’électricité avec des investisseurs institutionnels, en vertu de laquelle Brookfield a convenu de conférer à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités liées à BIF III. Les intérêts économiques d’Énergie Brookfield dans les entités liées à BIF III étaient de l’ordre de 24 % à 31 %.

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Énergie Brookfield détient sa participation dans ses activités en Colombie dans le cadre d’un consortium. Le consortium, quant à lui, détient sa participation dans Isagen par l’entremise d’une entité (« Hydro Holdings »), laquelle a le droit de nommer la majorité des membres du conseil d’administration d’Isagen. Le commandité d’Hydro Holdings est une filiale contrôlée par Énergie Brookfield. Énergie Brookfield a le droit de nommer la majorité des membres du conseil d’administration d’Hydro Holdings dans la mesure où Brookfield Asset Management et ses filiales (notamment Énergie Brookfield) sont collectivement : i) la plus importante détentrice de participations de société en commandite dans Hydro Holdings et ii) la détentrice de plus de 30 % des participations de société en commandite dans Hydro Holdings (le « critère de propriété »). Brookfield Asset Management et ses filiales satisfont à ce jour au critère de propriété. Simultanément à l’acquisition de TerraForm Power, Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec une société affiliée contrôlée par Brookfield pour transférer les droits de vote rattachés à leurs actions respectives détenues dans TerraForm Power à Énergie Brookfield. Par conséquent, Énergie Brookfield contrôle TerraForm Power et l’inclut dans son périmètre de consolidation. Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales de Brookfield en vertu desquelles ces filiales, à titre de membres directeurs des entités liées à Brookfield Infrastructure Fund IV (les « entités liées à BIF IV ») dans lesquelles Énergie Brookfield détient des participations dans des activités de production d’électricité avec des investisseurs institutionnels, ont convenu de conférer à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités liées à BIF IV. Les participations financières d’Énergie Brookfield dans les entités liées à BIF IV est de 25 %. Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales de Brookfield en vertu desquelles ces filiales, à titre de membres directeurs des entités liées au Brookfield Global Transition Fund (les « entités liées au BGTF ») dans lesquelles Énergie Brookfield détient des participations dans des activités de production d’électricité avec des investisseurs institutionnels, ont convenu de conférer à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités liées au BGTF. Les participations financières d’Énergie Brookfield dans les entités liées au BGTF devraient être de 25 %. Autres conventions Convention d’octroi de ligne de crédit du commanditaire Le 16 octobre 2017, TerraForm Power a conclu la ligne de crédit du commanditaire avec Brookfield Asset Management et une de ses sociétés affiliées (les « prêteurs »). La ligne de crédit du commanditaire constitue une facilité de crédit renouvelable garantie de 500 millions $ aux termes de laquelle les prêteurs s’engagent à octroyer des prêts au TIOL à Énergie Brookfield au cours d’une période ne devant pas dépasser trois ans à compter de la date de prise d’effet de la ligne de crédit du commanditaire (sous réserve du devancement de la période advenant certains événements précis). TerraForm Power peut seulement employer la ligne de crédit du commanditaire pour financer une partie ou la totalité de certaines acquisitions financées ou de dépenses d’investissement liées à la croissance. La ligne de crédit du commanditaire sera en vigueur jusqu’au 16 octobre 2022 inclusivement et toutes les obligations y afférentes devront être acquittées d’ici la même date. Les emprunts contractés aux termes de la ligne de crédit du commanditaire portent intérêt à un taux annuel correspondant au TIOL déterminé en fonction du coût de financement des dépôts en dollars américains pour la période d’intérêt applicable à l’emprunt, ajusté en fonction de certains coûts additionnels, dans chaque cas majoré de 3 % par année. Outre les intérêts à payer sur l’encours du capital aux termes de la ligne de crédit du commanditaire, Énergie Brookfield est tenue de payer une commission de non-utilisation de 0,5 % par année à l’égard des montants inutilisés aux termes de la ligne de crédit du commanditaire, payable trimestriellement à terme échu. TerraForm Power est autorisée à réduire volontairement les montants inutilisés et à rembourser à tout moment, sans prime ni pénalité, les emprunts en cours aux termes de la ligne de crédit du commanditaire, à l’exception des coûts de rupture habituels. Dans certains cas, TerraForm Power pourrait être tenue d’effectuer le remboursement anticipé du solde des emprunts aux termes de la ligne de crédit du commanditaire. La convention d’octroi de ligne de crédit du commanditaire a été résiliée après l’acquisition de TerraForm Power par Énergie
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Brookfield le 31 juillet 2020. Convention relative aux relations de TERP Le 16 octobre 2017, TerraForm Power a conclu avec Brookfield Asset Management une convention relative aux relations, désignée comme la « convention relative aux relations de TERP », qui régissait certains aspects de la relation entre Brookfield Asset Management et TerraForm Power. En vertu de la convention relative aux relations de TERP, Brookfield Asset Management convenait que TerraForm Power lui servira, ainsi qu’à ses sociétés affiliées, de principal véhicule pour la détention d’actifs solaires et éoliens en exploitation en Amérique du Nord et en Europe de l’Ouest, et qu’elle accordera à TerraForm Power, sous réserve de certaines conditions, le droit de première offre à l’égard de certains des actifs solaires et éoliens en exploitation situés dans ces régions et développés par des personnes qu’elle commandite ou qui sont sous son contrôle. Les droits de TerraForm Power en vertu de la convention relative aux relations de TERP sont assujettis à certaines exceptions et à certains droits de consentement définis dans cette dernière. Au cours des exercices clos les 31 décembre 2020 et 2019, TerraForm Power n’a acquis aucune installation d’énergie renouvelable auprès de Brookfield Asset Management dans le cadre de la convention relative aux relations de TERP. La convention relative aux relations de TERP a été résiliée au moment de la conclusion de l’acquisition de TerraForm Power par Énergie Brookfield le 31 juillet 2020. Convention de droits d’inscription de TERP Le 16 octobre 2017, TerraForm Power a conclu une convention relative aux droits d’inscription, désignée comme la « convention relative aux droits d’inscription de TERP », avec Orion Holdings. La convention relative aux droits d’inscription de TERP régissait les droits et obligations de TerraForm Power, d’une part, et de Brookfield Asset Management et ses sociétés affiliées, d’autre part, à l’égard de l’inscription pour la revente d’une tranche ou de la totalité des actions ordinaires de TERP détenues par Brookfield Asset Management ou une de ses sociétés affiliées qui sont parties à la convention relative aux droits d’inscription de TERP. Le 11 juin 2018, Orion Holdings, NA HoldCo et TerraForm Power ont signé une convention connexe en vertu de laquelle NA HoldCo est devenue partie à la convention relative aux droits d’inscription de TERP. Le 29 juin 2018, Orion Holdings, NA HoldCo, BBHC Orion et TerraForm Power ont signé une deuxième convention connexe en vertu de laquelle BBHC Orion est devenue partie à la convention relative aux droits d’inscription de TERP. La convention relative aux droits d’inscription de TERP a été résiliée au moment de l’acquisition de TerraForm Power par Énergie Brookfield le 31 juillet 2020. Nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra Le 16 octobre 2017, TerraForm Power et BRE Delaware, Inc. ont conclu une convention de société à responsabilité limitée modifiée et mise à jour visant TerraForm Power, LLC, désignée comme la « nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra ». La nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra rajuste notamment les seuils applicables aux droits aux distributions incitatives de TerraForm Power, LLC, établissant un premier seuil de distribution par action ordinaire de TERP de 0,93 $ et un deuxième de 1,05 $. En vertu de la nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra, les montants à distribuer provenant de TerraForm Power, LLC devaient faire l’objet d’une distribution trimestrielle, comme suit :
• premièrement, à TerraForm Power, selon un montant représentant ses dépenses et autres charges engagées pour le
	trimestre concerné;
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• deuxièmement, aux porteurs de parts de catégorie A de TerraForm Power, LLC, désignées comme les parts de
	catégorie A, jusqu’à ce qu’un montant ait été distribué à ces derniers qui, en tenant compte de tous les impôts payables par TerraForm Power à l’égard du bénéfice imposable attribuable à cette distribution, donnerait lieu à une distribution de 0,93 $ par action aux porteurs d’actions ordinaires de TERP (sous réserve d’un ajustement pour les distributions, combinaisons ou fractionnements d’actions ordinaires de TERP) si pareil montant était versé à tous les porteurs d’actions ordinaires de TERP;
• troisièmement, 15 % aux détenteurs des droits aux distributions incitatives au pro rata et 85 % aux porteurs de parts
	de catégorie A jusqu’à ce qu’un montant supplémentaire ait été distribué à ces derniers au cours du trimestre qui, en tenant compte de tous les impôts payables par TerraForm Power à l’égard du bénéfice imposable attribuable à cette distribution, donnerait lieu à une distribution supplémentaire de 0,12 $ par action aux porteurs d’actions ordinaires de TERP (sous réserve d’un ajustement pour les distributions, combinaisons ou fractionnements d’actions ordinaires de TERP) si pareil montant était versé à tous les porteurs d’actions ordinaires de TERP;
• par la suite, 75 % aux porteurs d’unités de catégorie A au prorata et 25 % aux détenteurs des droits aux distributions
	incitatives au prorata.
TerraForm Power n’a effectué aucun paiement lié aux droits aux distributions incitatives au cours des exercices clos les 31 décembre 2021, 2020 et 2019. La nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra a été modifiée au moment de l’acquisition de TERP par Énergie Brookfield le 30 juillet 2020 afin de supprimer les obligations de TerraForm Power, LLC à effectuer des paiements liés aux droits aux distributions incitatives. Facilités de crédit et fonds en dépôt Brookfield Asset Management a consenti une facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée de 400 millions $, qui vient à échéance en décembre 2022, le taux d’intérêt applicable aux montants empruntés correspondant au TIOL, majoré jusqu’à concurrence de 1,8 %. Au 31 décembre 2021, aucun montant n’avait été emprunté sur la facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée consentie par Brookfield Asset Management. Brookfield Asset Management n’a fait aucun dépôt auprès d’Énergie Brookfield en décembre 2021 (325 millions $ en 2020). La charge d’intérêts sur le dépôt et sur les emprunts effectués aux termes de la facilité de crédit pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 a totalisé moins de 2 millions $ (1 million $ en 2020). Énergie Brookfield participe, avec des investisseurs institutionnels, au Brookfield Americas Infrastructure Fund, au Brookfield Infrastructure Fund II, au Brookfield Infrastructure Fund III, au Brookfield Infrastructure Fund IV, au Brookfield Infrastructure Debt Fund et au Brookfield Global Transition Fund (les « fonds privés »), chacun de ces fonds étant soutenu par Brookfield et y étant lié. Énergie Brookfield, de concert avec ses investisseurs institutionnels, a accès à du financement à court terme au moyen des facilités de crédit des fonds privés. Autres conventions En 2011, au moment de la constitution d’Énergie Brookfield, Brookfield a transféré certains projets de développement à Énergie Brookfield sans contrepartie initiale, tout en ayant droit à une contrepartie variable sur les activités commerciales ou la vente de ces projets. Au cours de l’exercice, Brookfield Renewable UK Hydro Limited, filiale d’Énergie Brookfield, a consenti un prêt à l’actionnaire de 135 millions $ dans le cadre de la participation d’Énergie Brookfield dans une centrale d’accumulation par pompage au Royaume-Uni. Le montant à recevoir de parties liées est comptabilisé dans les autres actifs à long terme aux états consolidés de la situation financière. De temps à autre, Brookfield Reinsurance Partners L.P. (« Brookfield Reinsurance »), entreprise associée de Brookfield, peut, de concert avec ses entreprises associées, participer à des financements contractés d’Énergie Brookfield, y compris de concert avec d’autres participants du marché. Ces financements sont sans recours envers Énergie Brookfield et sont comptabilisés dans les emprunts sans recours aux états consolidés de la situation financière.
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Le tableau suivant présente les conventions et les transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés de résultat pour les exercices clos les 31 décembre :
		2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits						............	103 $	286 $	558 $
Convention de nivel ement de la production éolienne							....................................	—				—			1
			103 $	286 $	559 $
Coûts d’exploitation directs
Achats d’énergie								.....................................................................................	— $	— $	(22) $
Services de commercialisation d’énergie et autres							........................................	(8)	(4)				(20)
Services d’assurance1								..............................................................................	(26)	(24)				(23)
			(34) $	(28) $	(65) $
Charge d’intérêts
Emprunts									...............................................................................................	(2) $	(2) $	(7) $
Désactualisation du solde des contrats										........................................................	(21)	(13)			(8)
			(23) $	(15) $	(15) $
Coûts de service de gestion											.........................................................................	(288) $	(235) $	(135) $
1)	Avant novembre 2021, les honoraires liés aux services d’assurance étaient versés aux assureurs externes par l’intermédiaire des filiales de
Brookfield Asset Management. Les honoraires versés aux filiales de Brookfield Asset Management pour l’exercice 2021 étaient de néant (néant en 2020 et moins de 1 million $ en 2019). À partir de novembre 2021, Brookfield, par l’intermédiaire d’une filiale réglementée, a commencé à fournir une couverture d’assurance à certaines entités en Amérique du Nord par l’entremise de polices d’assurances offertes par des assureurs commerciaux tiers. Les primes demandées découlant de ces couvertures sont égales ou inférieures aux prix du marché. Un montant de 1 million $ a été comptabilisé dans les comptes consolidés de résultat en 2021 par rapport aux primes relatives à la couverture de 2021 à verser à Brookfield.

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Le tableau suivant présente l’incidence des conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les états consolidés de la situation financière aux 31 décembre :
	Partie liée	2021	2020
(EN MILLIONS)
Actifs courants
Créances clients et autres actifs courants
Actif sur contrat	Brookfield....................................................	57 $	46 $

Montants à recevoir de parties liées
Montants à recevoir	Brookfield....................................................	21		36
	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence
	et autres ....................................................	14		20
		35	56
Actifs non courants
Autres actifs non courants
Actif sur contrat	Brookfield....................................................	388	409

	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence
Montants à recevoir de parties liées	et autres ....................................................	142	6

Passifs courants
Montants à payer à des parties liées
Montants à payer	Brookfield....................................................	119	455
	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence
	et autres ....................................................	13		21
Distributions à verser sur les parts de société
en commandite, les actions échangeables
de BEPC, les parts de société en
commandite rachetables/échangeables et la
participation de commandité	Brookfield....................................................	32		30
		164	506
Passifs non courants
	Brookfield Reinsurance et entreprises
Emprunts sans recours	associées ...................................................	51	—
	Brookfield....................................................	30	15
		81	15

Autres passifs non courants
	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence,
	Brookfield Reinsurance et entreprises
Montants à payer					associées et autres ......................................	34	11
Passif sur contrat	Brookfield....................................................	635	602
		669 $	613 $


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Actifs courants Les montants à recevoir de Brookfield ne portent pas intérêt, ne sont pas assortis d’une sûreté et sont payables à vue.
Passifs courants Les montants à payer à Brookfield ne sont pas assortis d’une sûreté, sont payables à vue et se rapportent à des transactions récurrentes. 30. RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRESLa variation nette des soldes du fonds de roulement pour les exercices clos les 31 décembre présentée dans les tableaux consolidés des flux de trésorerie s’établit comme suit :
	2021	2020	2019
(EN MILLIONS)
Créances clients et autres actifs courants				....................................................	(515) $	(2) $	(66) $
Dettes fournisseurs et autres créditeurs				......................................................	(282)	(91)	17
Autres actifs et passifs					............................................................................	81	(62)	(4)
	(716) $	(155) $	(53) $
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31. FILIALES FAISANT APPEL PUBLIC À L’ÉPARGNELes tableaux suivants présentent les informations financières résumées consolidées relatives à Énergie Brookfield, Actions privilégiées ERB et Finco :
				Entités de
		Actions		soutien au		Ajustements	Énergie
	Énergie	privilégiées		crédit des	Autres	de consoli-	Brookfield
(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB	Finco	filiales2	filiales1, 3	dation4	(consolidé)
Au 31 décembre 2021 : Actifs courants ........................
	50 $	419 $	2 182 $	1 155 $	2 619 $	(3 564) $	2 861 $
Actifs non courants .................	4 979	258	3	32 973	52 921	(38 128)	53 006
Passifs courants .......................	46	7	28	7 720	2 943	(7 522)	3 222
Passifs non courants ...............	—	—	2 149	—	26 500			—	28 649
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation .....................	—	—	—	—	12 303			—	12 303
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuille
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield .....................	—	—	—	2 894	—			—	2 894
Actions échangeables de
BEPC ...................................	—	—	—	—	2 562			—	2 562
Actions privilégiées .................	—	613	—	—	—			—	613
Billets subordonnés perpétuels	—	—	—	592	—			—	592
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ..........	881	—	—	891	—	(891)	881
Au 31 décembre 2020 : Actifs courants ..........................
	44 $	416 $	2 173 $	568 $	1 770 $	(3 229) $	1 742 $
Actifs non courants ...................	4 879	256	6	31 329	47 886	(36 376)	47 980
Passifs courants.........................	39	7	39	6 535	2 276	(6 135)	2 761
Passifs non courants ..................	—	—	2 132	214	22 851			(3)	25 194
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation ......................	—	—	—	—	11 100			—	11 100
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuille
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield.......................	—	—	—	2 721	—			—	2 721
Actions échangeables de BEPC	—	—	—	—	2 408			—	2 408
Actions privilégiées ..................	—	609	—	—	—			—	609
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ............	1 028	—	—	1 039	—	(1 039)	1 028
1)	Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)	Comprennent BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings Limited,Brookfield Renewable Investments et BEP Subco Inc., collectivement les « entités de soutien au crédit des filiales ».
3)	Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
4)	Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
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				Entités de
			Actions	soutien au		Ajustements	Énergie
		Énergie	privilégiées	crédit des	Autres	de consoli-	Brookfield
(EN MILLIONS)		Brookfield1	ERB	Finco				filiales	filiales1, 2	dation3	(consolidé)
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2021
Produits ....................................		— $	— $	— $	— $				4 096 $			— $	4 096 $
Résultat net...............................		(136)	—	—				(1 185)	561				694	(66)
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2020
Produits ......................................		— $	— $	— $	— $				3 810 $			— $	3 810 $
Résultat net ................................		(130)	—	(10)				(772)	1 173	(306)	(45)
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2019 :
Produits ......................................		— $	— $	— $	2 $				3 970 $			(1) $	3 971 $
Résultat net ................................		10	—	(4)				(156)	1 997	(1 767)	80
1)	Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)	Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
3)	Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
Se reporter à la note 14, « Emprunts », pour plus de détails concernant les émissions de billets à moyen terme par Finco. Se reporter à la note 15, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB.
32. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la fin de l’exercice, Énergie Brookfield a procédé au racheté toutes les parts de société en commandite privilégiées de série 5 en circulation en contrepartie de 73 millions $ CA ou 25,25 $ CA par part de société en commandite privilégiée. Après la fin de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un portefeuille d’actifs solaires d’envergure en développement en Allemagne d’une puissance de 1,7 GW, pour une contrepartie totale d’environ 65 millions € (76 millions $), plus les ajustements du fonds de roulement. La participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Après la fin de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une société d’envergure en développement détenant un portefeuille composé d’actifs solaires et d’accumulation d’énergie à grande échelle en développement aux États-Unis d’une puissance de 20 GW, pour une contrepartie d’environ 650 millions $ (montant net d’environ 160 millions $ pour Énergie Brookfield) ainsi que du paiement conditionnel de primes de performance supplémentaires à l’atteinte de certains jalons. La participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Après la fin de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a souscrit des actions additionnelles de Polenergia. Cette souscription fera passer la participation totale dans Polenergia à 32 % (participation nette de 8 % pour Énergie Brookfield) et devrait se clôturer en mars 2022. Après la fin de l’exercice, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une participation initiale de 26 % dans un portefeuille d’actifs en exploitation et en développement en Espagne et au Mexique d’une puissance d’environ 700 MW. Des capitaux propres d’un total de 220 millions $ (montant net de 55 millions $ pour Énergie Brookfield) devraient être investis dans ce projet, ce qui pourrait potentiellement faire passer la participation financière à près de 60 %. La participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 % dans ce placement.
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