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Published: 2020-11-26

AVIS AU LECTEUR
	Les présents états financiers consolidés annuels de Brookfield Renewable Partners L.P.
	(«	BEP ») aux 31 décembre 2019 et 2018, ainsi que pour chacun des exercices compris
	dans la période de trois ans close le 31 décembre 2019, ont été préparés par BEP en lien
	avec l’acquisition antérieure par BEP et Brookfield Renewable Corporation («	BEPC »)
	de la totalité des actions ordinaires de catégorie A en circulation de TerraForm Power, Inc.
	(«	TerraForm Power ») qui n’étaient pas déjà détenues par BEP et ses sociétés affiliées
	(l’«	acquisition de TERP »). Concurremment à la clôture de l’acquisition de TERP, et
	comme mentionné précédemment, BEP a conclu certaines conventions de vote avec
	Brookfield Asset Management Inc. («		Brookfield ») et BEPC en vertu desquelles le
	contrôle de TerraForm Power a été transféré de Brookfield à BEPC (indirectement par
	l’intermédiaire de BEP). Ce transfert de contrôle de Brookfield à BEPC (indirectement par
	l’intermédiaire de BEP) a été comptabilisé comme une réorganisation d’entités sous
	contrôle commun, au sens des lois sur les valeurs mobilières applicables aux États-Unis,
	ce qui exige la préparation des présents états financiers consolidés annuels pour tenir
	compte de la consolidation de TerraForm Power de façon rétrospective au 17 octobre 2017,
	soit la date où Brookfield a obtenu le contrôle commun de TerraForm Power et de BEP.
	Les présents états financiers consolidés annuels annulent et remplacent, à tous les égards,
	les états financiers consolidés annuels de BEP et de TerraForm Power déjà déposés pour
	ces périodes.
	Le présent avis ne fait pas partie des présents états financiers consolidés annuels et n’y est
	pas intégré par renvoi.

Table of Contents






Brookfield Renewable
	Partners L.P.




	É T A T S F I N A N C I E R S C O N S O L I D É S
	A U D I T É S R E T R A I T É S D E 2 0 1 9

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 2019 et 2018, 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 2019, ainsi que des notes annexes (collectivement, 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 2019 et 2018, de ses résultats d’exploitation et de ses flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans close le 31 décembre 2019, conformément aux Normes internationales d’information financière (« IFRS ») publiées par l’International Accounting Standards Board.
Changement concernant l’entité présentant l'information financière
Comme il est mentionné à la note 1 c) iii) des états financiers consolidés, la société en commandite a présenté de façon rétrospective la transaction sous contrôle commun réalisée avec TerraForm Power le 31 juillet 2020 qui a été comptabilisée selon la méthode de la mise en commun d’intérêts.
Adoption de nouvelles normes comptables
Comme l’explique la note 2 des états financiers consolidés, Énergie Brookfield a changé sa méthode de comptabilisation des contrats de location en 2019 en raison de l’adoption d’IFRS 16, Contrats de location, ainsi que sa méthode de comptabilisation des produits et des instruments financiers en 2018 en raison de l’adoption d’IFRS 15, Produits des activités ordinaires tirés de contrats conclus avec des clients, et d’IFRS 9, Instruments financiers.
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 Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis) (« 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 des États-Unis.
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. La société en commandite n’est pas tenue de faire effectuer un audit de son contrôle interne à l’égard de l’information financière relative au changement concernant l’entité présentant l’information financière susmentionné et nous n’avions pas pour mission d’effectuer un tel audit. Dans le cadre de nos audits, nous devons acquérir une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, mais pas dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en commandite. Par conséquent, nous n’exprimons pas d’opinion à cet égard.
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.
	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 2019, le montant des immobilisations corporelles présenté au bilan consolidé s’élevait à 41 055 millions $. Le montant des réévaluations au titre des immobilisations corporelles comptabilisé à l’état consolidé du résultat global totalisait un profit de 2 411 millions $ tandis qu’une perte totale de 43 millions $ a été comptabilisée au compte consolidé de résultat pour l’exercice 2019. Conformément aux informations présentées aux alinéas h), q)(i) et r)(iii) de la note 2 et à la note 14, 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, 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 l’intervention de spécialistes en raison de la nature des principales hypothèses décrites ci-haut, 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 comprenaient, 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 et les taux d’actualisation. Avec l’appui 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 taux d’actualisation, qui prend en considération les taux d’intérêt de référence, l’emplacement géographique, le type de technologie et le fait que l’actif est visé ou non par un contrat.
	Nous avons appliqué des procédures d’audit à un échantillon d’actifs de production d’énergie lesquelles comprenaient, entre autres, le rapprochement du prix contractuel de l’électricité et des conventions d’achat d’électricité conclues et l’appréciation de la 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 des données historiques et nous avons testé l’exactitude arithmétique du modèle de la juste valeur. Avec l’aide de nos spécialistes en évaluation, nous avons réalisé, pour les mêmes échantillons, une analyse de sensibilité sur les prix futurs de l’électricité et les taux d’actualisation afin d’évaluer la juste valeur des actifs de production d’énergie. Nous avons aussi évalué les justes valeurs en fonction du marché en comparant l’ensemble du portefeuille à des opérations semblables récentes ainsi qu’en calculant les multiples des produits et du BAIIA à un échantillon d’actifs de production d’énergie et en les comparant à des multiples de sociétés ouvertes comparables.
	De plus, nous avons apprécié le caractère adéquat de l’information présentée par la société en commandite sur les principales hypothèses formulées sur la juste valeur des actifs de production d’énergie et une analyse de sensibilité portant sur celle-ci.
	Acquisitions importantes - Centrale éolienne en Chine et portefeuille d’énergie éolienne en Inde
Description de la question	Au cours de 2019, la société en commandite a conclu l’acquisition d’une centrale éolienne en Chine et d’un portefeuille éolien en Inde pour une contrepartie totale de 239 millions $. Conformément à l’alinéa p) de la note 1 et à la note 3, 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 de la date de l’acquisition.
	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, le taux d’actualisation, la production moyenne à long terme prévue ainsi que les charges d’exploitation et les dépenses d’investissement estimées.
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 le processus d’acquisition, qui comprennent des contrôles sur la revue de la répartition du prix d’acquisition et, plus particulièrement, la révision et l’approbation par la direction de toutes les hypothèses importantes utilisées pour établir la juste valeur des actifs de production d’énergie acquis.
	Nos spécialistes en évaluation ont participé à l’appréciation de la méthode utilisée pour établir la juste valeur et à l’évaluation des prix futurs de l’électricité et des taux d’actualisation utilisés par la direction en fonction des taux d’intérêt de référence du marché et des prévisions spécifiques à la région en question et du marché local, des lois et des règlements considérés.
	Nous avons testé l’exhaustivité et l’exactitude des données sous-jacentes aux hypothèses importantes. Nous avons appliqué des procédures d’audit qui comprenaient, entre autres, le rapprochement du prix contractuel de l’électricité et de celui stipulé dans les conventions d’achat d’électricité conclues ou des tarifs réglementés. Nous avons apprécié la production moyenne à long terme prévue en corroborant les informations avec des rapports techniques fournis par des tiers et en les comparant avec des analyses comparatives sectorielles. Nous avons comparé les dépenses d’exploitation et d’investissement à des rapports techniques fournis par des tiers. Nous avons également examiné tous les documents justificatifs et les ententes en regard des acquisitions importantes.

	Acquisitions importantes - Portefeuille de production décentralisée aux États-Unis
Description de la question	Au cours de 2019, la société en commandite a conclu l’acquisition d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis pour une contrepartie totale de 735 millions $. Conformément à l’alinéa p) de la note 1 et à la note 3, ce regroupement d’entreprises est comptabilisé selon la méthode de l’acquisition et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à compter de la date de l’acquisition.
	L’audit de l’acquisition susmentionnée 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 le coût de remplacement par mégawatt, les taux d’actualisation et certaines hypothèses sur lesquelles reposent les informations financières prospectives (par exemple, les taux actuels et futurs des ententes sur les prix de l’énergie et les données d’exploitation). 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	Pour tester la juste valeur des actifs de production d’énergie, nos procédures d’audit comprenaient, 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 flux de trésorerie estimés en fonction du volume de production futur en comparant le volume de production futur estimé au volume de production historique et en comparant le prix de l’énergie à terme aux conventions d’achat d’électricité à long terme. Nous avons fait appel à nos spécialistes en évaluation pour nous aider à évaluer les principales hypothèses, y compris les hypothèses sur le coût de remplacement utilisées pour estimer la juste valeur des actifs de production d’énergie, les taux d’actualisation et les méthodes d’évaluation utilisées dans les modèles de la société en commandite.


Comptables professionnels agréés Experts-comptables autorisés Nous agissons en tant qu’auditeur d’Énergie Brookfield depuis 2011. Toronto, Canada Le 20 novembre 2020

BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
					31 décembre		31 décembre		1er janvier
AUX 31 DÉCEMBRE (EN MILLIONS)
				Notes		2019		2018	2018
Actif					(tel qu’ajusté)	1 (tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie .............................................................				22		352 $	422 $	927 $
Liquidités soumises à restrictions ....................................................................				23		189		163		235
Créances clients et autres actifs courants .........................................................				24		979		814		684
Actifs liés à des instruments financiers ............................................................				6		88		74		94
Montants à recevoir de parties liées .................................................................				30		60		65		64
Actifs détenus en vue de la vente.....................................................................				5		352		920		—
						2 020		2 458		2 004
Actifs liés à des instruments financiers ............................................................				6		225		215		204
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ......				21		937		684		509
Immobilisations corporelles à la juste valeur ...................................................				13		41 055		38 177		32 708
Immobilisations incorporelles .........................................................................				14		241		261		13
Goodwill .........................................................................................................				19		949		948		901
Actifs d’impôt différé ......................................................................................				12		166		130		167
Autres actifs non courants ...............................................................................				25		603		635		290
						46 196 $		43 508 $	36 796 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ............................................................				26		687 $	646 $	500 $
Passifs liés à des instruments financiers ..........................................................				6		246		138		281
Montants à payer à des parties liées .................................................................				30		139		109		116
Emprunts de la société mère ............................................................................				15		—		—		159
Emprunts sans recours .....................................................................................				15		1 133		1 189		1 928
Provisions ........................................................................................................						81		68		129
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ..............				5		137		533		—
						2 423		2 683		3 113
Passifs liés à des instruments financiers .............................................................				6		480		577		515
Emprunts de la société mère ...............................................................................				15		2 100		2 328		2 191
Emprunts sans recours ........................................................................................				15		14 067		13 029		11 160
Passifs d’impôt différé ........................................................................................				12		4 855		4 355		3 597
Passifs relatifs au démantèlement .......................................................................				27		504		394		374
Provisions ...........................................................................................................						86		150		156
Autres passifs non courants ................................................................................				28		1 201		590		128
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les
filiales en exploitation .................................................................................				16		11 086		10 289	7 578
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue
par Brookfield .............................................................................................				16		68		67	58
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une
filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .............................................................................................
				16		3 317		3 266	2 843
Actions privilégiées .........................................................................................				16		597		568		616
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ................				17		833		707		511
Capitaux propres des commanditaires ................................................................				18		4 579		4 505		3 956
						20 480 $		19 402 $	15 562 $
						46 196 $		43 508 $	36 796 $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
Approuvé au nom de Brookfield Renewable Partners L.P. :

Patricia Zuccotti Administratrice										David Mann Administrateur

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 1

BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE (EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)				Notes	2019	2018	2017
								(tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1
Produits ..................................................................................................				30	3 971 $	3 797 $	2 772 $
Autres produits .......................................................................................				8				105	75		53
Coûts d’exploitation directs ....................................................................				9				(1 263)	(1 273)		(1 023)
Coûts de service de gestion ....................................................................				30	(135)	(94)		(86)
Charge d’intérêts ....................................................................................				15	(1 001)	(973)		(685)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en équivalence ......................................				21	29	28		11
Change et (perte) profit sur les instruments financiers ...........................				6				(36)	37		(89)
Charge d’amortissement .........................................................................				13	(1 271)	(1 151)		(847)
Divers .....................................................................................................				10	(276)	(206)		(33)
(Charge) recouvrement d’impôt .............................................................
Exigible ................................................................................................. 12					(70)	(32)		(39)
Différé ................................................................................................... 12					27	375		(30)
								(43)	343		(69)
Résultat net ..............................................................................................								80 $	583 $	4 $
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 ......................................................... 16					113 $	439 $	6 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ...................................................................... 16					50	41		29
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ........................... 16
					(65)	16		(36)
Actions privilégiées .............................................................................. 16					26	26		26
Parts de société en commandite privilégiées ...........................................				17	44	38		28
Capitaux propres des commanditaires .....................................................				18	(88)	23		(49)
								80 $	583 $	4 $
Résultat de base et dilué par part de société en commandite ...................								(0,40) $	0,10 $	(0,22) $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 2

BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE (EN MILLIONS)				Notes	2019	2018	2017
								(tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1
Résultat net ....................................................................................								80 $	583 $	4 $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas reclassés en
résultat net
Réévaluation des immobilisations corporelles ...............................				13	2 413	5 722		872
Écart actuariel sur les régimes à prestations définies ......................				32	(14)	9		(2)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus ........................................				12	(488)	(1 240)		337
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise
									en équivalence ......................................................................	21	81	168	54
Total des éléments qui ne seront pas reclassés en résultat net ...............								1 992	4 659		1 261
Autres éléments du résultat global qui pourraient être reclassés en
résultat net
Écart de conversion ......................................................................				11	(91)	(844)		196
(Pertes) profits de l’exercice sur les instruments financiers désignés
comme couvertures de flux de trésorerie ......................................				6				(18)	(7)		(1)
Profit latent (perte latente) sur les swaps de change – couverture d’un
investissement net .....................................................................				6				14	102		(94)
(Perte latente) profit latent sur les placements dans des titres de
capitaux propres ......................................................................				6				35	(16)		(20)
Ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en
résultat net................................................................................				6				7	18		(3)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus ..........................................				12	6	(21)		11
Total des éléments qui pourraient être reclassés en résultat net à une
date ultérieure .............................................................................								(47)	(768)		89
Autres éléments du résultat global ....................................................								1 945	3 891		1 350
Résultat global ................................................................................								2 025 $	4 474 $	1 354 $
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 ...................................................				16	1 117 $	2 742 $	389 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ..............................................................				16	57	54		38
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ........................
				16	316	695		357
Actions privilégiées ......................................................................				16	54	(22)		65
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ...				17	44	38		28
Capitaux propres des commanditaires ...............................................				18	437	967		477
								2 025 $	4 474 $	1 354 $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 3


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
									Participations						Participation		contrôle ayant
									ne donnant							de	droit au résultat
								Capitaux						pas le	commandité	net dans une
												Pertes	Total des	propres des		contrôle ayant						dans une	filiale société de
											actuarielles		Placements	capitaux	comman-							droit au	filiale	portefeuille –
				Capitaux								sur les	Couver-													dans des	propres	ditaires		résultat net						société de	parts rachetables/
				propres des							régimes à	tures de													titres de	des	détenant							dans les	portefeuille détenue par	échangeables	Total des
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE (EN MILLIONS)				comman-	Écart de					Écart de	prestations	flux de													capitaux	comman-	des parts	Actions	filiales en	détenues par	capitaux
				ditaires	conversion	réévaluation					définies	trésorerie													propres	ditaires	privilégiées	privilégiées	exploitation						Brookfield	Brookfield	propres
Solde au 31 décembre 2018 (tel
qu’ajusté)1																		..............................	(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 (note 17)																			.....	—		—					—		—	—						—	—	126	—				—		—	—	126
Apports en capital (note 16)																			............	—		—					—		—	—						—	—	—	—				674		—	—	674
Cessions (note 4)																		........................	—		—					—		—	—						—	—	—	—				(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 (tel
qu’ajusté)1																		.............................. (1 114) $	(700) $						6 422 $		(9) $	(32) $						12 $	4 579 $		833 $	597 $				11 086 $		68 $	3 317 $	20 480 $
Solde au 31 décembre 2017 (tel
qu’ajusté)1																		..............................	(259) $	(378) $						4 616 $		(9) $	(29) $						15 $	3 956 $		511 $	616 $				7 578 $		58 $	2 843 $	15 562 $
Résultat net																		..............................	23		—					—		—	—						—	23	38	26				439		41	16	583
Autres éléments du résultat global																			......	—	(205)						1 149		3	5						(8)	944	—	(48)				2 303		13	679	3 891
Parts privilégiées émises																				................	—		—					—		—	—						—	—	196	—				—		—	—	196
Parts de société en commandite
rachetées pour annulation																			.............	(51)		—					—		—	—						—	(51)	—	—				—		—	—	(51)
Apports en capital																		.......................	—		—					—		—	—						—	—	—	—				537		—	—	537
Acquisition																		...............................	—		—					—		—	—						—	—	—	—				21		—	—	21
Distributions ou dividendes déclarés				...	(355)		—				—		—	—						—	(355)		(38)	(26)					(664)		(45)	(255)	(1 383)
Régime de réinvestissement des
distributions																		............................	8	—					—		—	—						—	8	—	—				—		—	—	8
Divers																		....................................	(293)		(69)					355		—	(10)						(3)	(20)	—	—				75		—	(17)	38
Variation au cours de l’exercice																			........	(668)	(274)						1 504		3	(5)						(11)	549	196	(48)				2 711		9	423	3 840
Solde au 31 décembre 2018 (tel
																																						qu’ajusté)1											..............................	(927) $	(652) $	6 120 $	(6) $	(34) $	4 $	4 505 $	707 $	568 $	10 289 $	67 $	3 266 $	19 402 $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
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 (suite)
						Cumul des autres éléments du résultat global			Participations ne donnant pas le contrôle
															Participations ne
																donnant pas le
																contrôle ayant
									Participations					Participation	droit au résultat
									ne donnant						de	net dans une
								Capitaux					pas le	commandité	filiale société de
											Pertes	Total des	propres des		contrôle ayant					dans une	portefeuille –
											actuarielles	Placements	capitaux	comman-						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 détenue par	échangeables	Total des
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE (EN MILLIONS)				comman-	Écart de					Écart de	prestations	flux de											capitaux	comman-	des parts	Actions	filiales en	détenues par	capitaux
				ditaires	conversion	réévaluation					définies	trésorerie											propres	ditaires	privilégiées	privilégiées	exploitation				Brookfield	Brookfield	propres
Solde au 31 décembre 2016																	............	(257) $	(404) $					4 124 $							(8) $	(31) $				24 $	3 448 $		324 $	576 $		5 589 $		55 $		2 680 $	12 672 $
Résultat net																			.............................	(49)		—				—							—	—				—	(49)	28	26		6		29	(36)	4
Autres éléments du résultat global																	.....	—		26				508							(1)	2				(9)	526		—	39		383		9	393	1 350
Parts privilégiées et parts de société
en commandite émises																	................	411		—				—							—	—				—	411		187	—		—		—	—	598
Ajustements																			...........................	(63)		—				—							—	—				—	(63)	—	—		—		1	62	—
Apports en capital																			......................	—		—				—							—	—				—	—	—	—		793		—	—	793
Acquisition																			..............................	—		—				—							—	—				—	—	—	—		1 354		—	—	1 354
Distributions ou dividendes déclarés				..	(328)		—				—								—	—					—	(328)		(28)	(26)			(543)	(35)	(243)	(1 203)
Régime de réinvestissement des
distributions																			...........................	10		—				—							—	—				—	10	—	—		—		—	—	10
Divers																			...................................	17		—				(16)							—	—				—	1	—	1		(4)		(1)	(13)	(16)
Variation au cours de l’exercice																	.......	(2)		26				492							(1)	2				(9)	508		187	40		1 989		3	163	2 890
Solde au 31 décembre 2017 (tel
																																		qu’ajusté)1														.............................	(259) $	(378) $	4 616 $	(9) $	(29) $	15 $	3 956 $	511 $	616 $	7 578 $	58 $	2 843 $	15 562 $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
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	2019		2018		2017
Activités d’exploitation								(tel qu’ajusté)	1 (tel qu’ajusté)1 (tel qu’ajusté)1
Résultat net .........................................................................................................									80 $	583 $	4 $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement ....................................................................................				13	1 271		1 151	847
Perte latente (profit latent) sur le change et les instruments financiers ..............				6					32	(88)	76
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence .................................................................				21	(29)	(28)	(11)
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...............................................................				12	(27)	(375)	30
Autres éléments sans effet de trésorerie ...............................................................									231	135	8
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence ...............................................................................................				21	16	9	31
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées ....................................................................................................									33	(7)	5
Variation nette des soldes du fonds de roulement ................................................				31	(53)	(94)	(374)
									1 554		1 286	616
Activités de financement
Produit tiré des billets à moyen terme .................................................................				15	449	231	—
Remboursement des billets à moyen terme .........................................................				15	(341)	(152)	(200)
Facilités de crédit de la société mère, montant net ..............................................				15	(422)	36	414
Produits tirés des emprunts sans recours .............................................................				15	4 318		3 275	2 915
Remboursement des emprunts sans recours ........................................................				15	(3 495)		(3 378)	(2 911)
Remboursement d’obligations locatives ..............................................									(31)	—	—
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation........................................				16	705	535	1 318
Remboursements de capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation........................................				16	(113)	—	—
Acquisition d’Isagen à des participations ne donnant pas le contrôle ..................				16	—	—	(5)
Émission de parts de société en commandite privilégiées ...................................				17	126	196	187
Émission de parts de société en commandite ......................................................									—	—	411
Rachat de parts de société en commandite ..........................................................				18	(1)	(51)	—
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
									les filiales en exploitation ...........................................................................	16	(844)	(670)	(543)
Aux porteurs d’actions privilégiées ...................................................................				16	(26)	(26)	(25)
Aux commanditaires détenant des parts privilégiées .........................................				17	(43)	(37)	(26)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP ................................ 16, 18					(684)	(643)	(591)
Emprunts auprès de parties liées ..........................................................................				15	936	200	—
Remboursements à des parties liées .....................................................................				15	(936)	(200)	—
									(402)	(684)	944
Activités d’investissement
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
dans l’entité acquise ........................................................................................				3					(983)	(970)	(687)
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence ........................................................................................				21	(144)	—	(248)
Investissement dans les immobilisations corporelles ...........................................				13	(460)	(271)	(357)
Produit de la cession d’actifs ................................................................................									291	23	150
Cession de (placements dans des) titres ...............................................................				6					7	28	(77)
Liquidités soumises à restrictions et autres ..........................................................									78	113	359
									(1 211)		(1 077)	(860)
(Perte) profit de change sur la trésorerie ..............................................................									(6)	(22)	4
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ........									(65)	(497)	704
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue
de la vente ...................................................................................................				5					(5)	(8)	—
Solde au début de l’exercice.............................................................................									422	927	223
Solde à la fin de l’exercice ...............................................................................									352 $	422 $	927 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés ...................................................................................................									930 $	916 $	872 $
Intérêts reçus ....................................................................................................									19 $	22 $	27 $
Impôts sur le résultat payés ..............................................................................									72 $	79 $	48 $
1)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020 de Brookfield (note 1 c).
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
NOTES DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
Les activités de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield » ou la « société en commandite ») 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.
						Notes des états financiers consolidés	Page
						1.	Mode de présentation et principales méthodes comptables	12
						2.	Principales filiales	33
						3.	Acquisitions	33
						4.	Cession d’actifs	39
						5.	Actifs détenus en vue de la vente	40
Sauf indication contraire, « Énergie Brookfield » et « société » désignent Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées.						6.	Gestion des risques et instruments financiers	41
						7.	Informations sectorielles	52
						8.	Autres produits	58
						9.	Coûts d’exploitation directs	59
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.
						10.	Divers	59
						11.	Écart de conversion	59
						12.	Impôts sur le résultat	60
						13.	Immobilisations corporelles à la juste valeur	62
						14.	Immobilisations incorporelles	65
Le bureau principal d’Énergie Brookfield est situé au 73 Front Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermudes.						15.	Emprunts	65
						16.	Participations ne donnant pas le contrôle	71
						17.	Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées	77
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
						18.	Capitaux propres des commanditaires	78
						19.	Goodwill	79
						20.	Gestion du capital	80
						21.	Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence	81
						22.	Trésorerie et équivalents de trésorerie	81
				et	collectivement,	comme
						23.	Liquidités soumises à restrictions	81
« Brookfield » dans les présents états financiers.
						24.	Créances clients et autres actifs courants	82
Les actions à droit de vote subalterne échangeables de catégorie A (les « actions échangeables ») de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») sont négociées sous le symbole « BEPC » à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto.						25.	Autres actifs non courants	82
						26.	Dettes fournisseurs et autres créditeurs	83
						27.	Passifs relatifs au démantèlement	83
						28.	Autres passifs non courants	83
						29.	Engagements, éventualités et garanties	84
						30.	Transactions entre parties liées	85
Les parts de société en commandite sans droit de vote d’Énergie Brookfield (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 commandite de catégorie A, série 5, série 7, série 9, 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, série 17 sont négociées à la Bourse de New York sous le symbole « BEP.PR.A ».			93
						31.	Renseignements supplémentaires
						32.	Prestations de retraite et avantages du personnel futurs	93
						33.	Filiales faisant appel public à l’épargne	97
						34.	Événements postérieurs à la date de clôture	98
Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
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1. MODE DE PRÉSENTATION ET PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES
a) Déclaration de conformité
Les 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 2019, 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 20 novembre 2020 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 », « INR » et « CNY » renvoient respectivement au dollar américain, au dollar canadien, à l’euro, au réal, au peso colombien, au rand, à la roupie indienne et au yuan.
Tous les chiffres sont présentés en millions de dollars américains, sauf indication contraire.
b) Mode de présentation
Les 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) Brookfield Renewable Corporation
Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») a été constituée le 9 septembre 2019 par la société en commandite. Le 29 juillet 2020, Énergie Brookfield a fait un apport à BEPC se composant de ses actifs de production d’énergie renouvelable aux États-Unis, au Brésil et en Colombie (sauf une participation de 10 % dans certaines activités brésiliennes et colombiennes, qui sera toujours détenue indirectement par la société en commandite). Le 30 juillet 2020, Énergie Brookfield a effectué une distribution spéciale (la « distribution spéciale ») selon laquelle les porteurs de parts inscrits au 27 juillet 2020 (la « date de clôture des registres ») ont reçu une action à droit de vote subalterne échangeable de catégorie A (les « actions échangeables ») pour chaque tranche de quatre parts. Immédiatement avant la distribution spéciale, Énergie Brookfield a reçu des actions échangeables par voie d’une distribution de BRELP (la « distribution de BRELP ») des actions échangeables à tous ses porteurs de parts. Par suite de la distribution de BRELP, i) Brookfield et ses filiales ont reçu approximativement 33,1 millions d’actions échangeables et ii) Énergie Brookfield a reçu approximativement 44,7 millions d’actions de catégorie A, qu’elle a par la suite distribuées aux porteurs de parts, y compris Brookfield, dans le cadre de la distribution spéciale. À la clôture de la distribution spéciale, i) les porteurs de parts détenaient approximativement 42,8 % des actions échangeables émises et en circulation, ii) Brookfield et ses sociétés affiliées détenaient approximativement 57,2 % des actions échangeables émises et en circulation, et iii) une filiale d’Énergie Brookfield détenait la totalité des actions à droits de vote multiples de catégorie B émises et en circulation, soit les actions de catégorie B, de BEPC qui représentent un bloc de 75,0 % des droits de vote dans BEPC, et la totalité des actions sans droit de vote de catégorie C émises et en circulation, soit les actions de catégorie C, de BEPC, ce qui donne à Énergie Brookfield le droit à la valeur résiduelle de BEPC après le paiement du montant intégral à verser aux porteurs d’actions échangeables et d’actions de catégorie B. Énergie Brookfield contrôlait directement et indirectement BEPC avant la distribution spéciale et continue de la contrôler depuis la distribution spéciale au moyen de ses participations dans Énergie Brookfield. Les actions échangeables sont cotées à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto sous le symbole « BEPC ».

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
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i) Actions échangeables
À tout moment, les porteurs d’actions échangeables auront le droit d’échanger la totalité ou une partie de leurs actions contre une part pour chaque action de catégorie A détenue, ou contre l’équivalent en trésorerie déterminé en fonction du cours de clôture de une part à la Bourse de New York à la date de réception de la demande d’échange, selon le critère du montant déterminé contre un nombre déterminé. La société en commandite peut satisfaire à l’échange des actions échangeables contre des parts ou son équivalent en trésorerie lorsque l’échange est demandé par l’actionnaire. De plus, BEPC et la société en commandite peuvent racheter toutes les actions rachetables contre des parts à notre gré, selon le critère du montant déterminé contre un nombre déterminé.
En raison des caractéristiques des actions, les actions échangeables seront classées comme des participations ne donnant pas le contrôle dans les états financiers consolidés intermédiaires résumés d’Énergie Brookfield pour les périodes suivant la distribution spéciale.
ii) Résultat de base et dilué par part
La distribution spéciale a entraîné l’émission d’environ 77,8 millions d’actions échangeables. Toutes les informations par part fournies par le passé ont été ajustées rétroactivement pour tenir compte de l’incidence de la distribution spéciale.
iii) Acquisition de TerraForm Power
Le 31 juillet 2020, Énergie Brookfield a conclu l’acquisition de TerraForm Power, Inc. (« TerraForm power »), aux termes de laquelle Énergie Brookfield a acquis toutes les actions ordinaires de catégorie A de TerraForm Power qui n’étaient pas déjà détenues par Énergie Brookfield ou ses sociétés affiliées (les « actions de TerraForm Power émises dans le public »), soit une participation de 38 % dans TerraForm Power (l’« acquisition de TerraForm Power »). Conformément à l’acquisition de TerraForm Power, chaque porteur d’actions de TerraForm Power émises dans le public a reçu 0,47625 action échangeable de BEPC ou part de société en commandite, pour chaque action de TerraForm Power émise dans le public détenue par lui. L’acquisition de TerraForm Power a été conclue en échange de 37 035 241 actions échangeables et de 4 034 469 parts de société en commandite.
Simultanément à l’acquisition de TerraForm Power, Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales indirectes de 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. Le transfert de contrôle de TerraForm Power à Énergie Brookfield est considéré comme une transaction entre des entités sous contrôle commun et a été évalué en fonction de la valeur comptable de la participation de Brookfield dans TerraForm Power. Les résultats combinés de TerraForm Power qui n’étaient pas détenus par Énergie Brookfield sont présentés à titre de participations ne donnant pas le contrôle à Énergie Brookfield de façon rétrospective à partir du 17 octobre 2017, ce qui correspond à toutes les périodes historiques au cours desquelles TerraForm Power était sous contrôle commun.
d) Consolidation
Les 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 séparément 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 Brookfield Renewable Energy L.P. (« BRELP »), une filiale société de portefeuille. 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
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	et notes connexes		Page 9


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 aux États-Unis, au Brésil, en Europe et dans d’autres pays (y compris l’Inde et la Chine). Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec ses partenaires 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 pertinentes, entre autres, et, par conséquent, le contrôle de ces entités. Ainsi, Énergie Brookfieldinclut les comptes de ces entités dans son périmètre de consolidation. Se reporter à la note 30, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements.
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 t) 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.
e) Normes comptables récemment adoptées
À l’exception des modifications ci-après, Énergie Brookfield a appliqué toutes les méthodes comptables de façon uniforme à toutes les périodes présentées dans les présents états financiers consolidés.
IFRS 3, Regroupements d’entreprises
En octobre 2018, l’IASB a publié des modifications à IFRS 3, qui s’appliqueront aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2020, l’application anticipée étant permise. Les modifications précisent qu’une entreprise doit comporter au moins une entrée et un processus substantiel, qui ensemble contribuent à la capacité de créer des sorties, et aident les entreprises à déterminer si une acquisition constitue un regroupement d’entreprises ou si elle représente une acquisition d’un groupe d’actifs en fournissant des indications supplémentaires pour apprécier si un processus acquis est substantiel. Énergie Brookfield a décidé d’adopter de façon anticipée les modifications apportées à IFRS 3 avec prise d’effet le 1er janvier 2019 et appliquera la norme modifiée pour apprécier les regroupements d’entreprises sur une base prospective. Pour les acquisitions qui seront déterminées comme étant des acquisitions d’actifs plutôt que des regroupements d’entreprises, Énergie Brookfield répartira le prix de la transaction et les coûts de la transaction entre les actifs individuels déterminés acquis et les passifs individuels déterminés repris d’après leurs justes valeurs relatives et ne comptabilisera aucun goodwill. Les acquisitions qui continueront à répondre à la définition d’un regroupement d’entreprises seront comptabilisées selon la méthode de l’acquisition, sans qu’aucun changement ne soit apporté à la méthode comptable appliquée par Énergie Brookfield.
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IFRS 9, Instruments financiers et IFRS 7, Instruments financiers : Informations à fournir
Énergie Brookfield a adopté la réforme des taux d’intérêt de référence le 1er octobre 2019, soit avant sa date d’entrée en vigueur obligatoire, laquelle réforme a été publiée en septembre 2019 et a entraîné des modifications à IFRS 9 et IFRS 7 (« modifications des taux interbancaires offerts »). Les modifications des taux interbancaires offerts ont été appliquées de manière rétrospective aux relations de couverture en vigueur le 1er octobre 2019 ou désignées ultérieurement, et au montant cumulé dans la réserve de couverture de flux de trésorerie à cette date. Les modifications des taux interbancaires offerts consentent une exception temporaire à l’application de certaines dispositions relatives à la comptabilité de couverture visant les relations de couverture d’une entité qui sont directement touchées par la réforme des taux interbancaires offerts. Grce à ces exceptions, la réforme des taux interbancaires offerts ne devrait pas généralement entraîner la cessation de la comptabilité de couverture. Au moment d’évaluer si une couverture sera hautement efficace de manière prospective, l’entité peut supposer que la réforme des taux interbancaires offerts ne change pas le taux d’intérêt de référence sur lequel sont fondés les flux de trésorerie liés au dérivé qui couvre les emprunts. Ces exceptions cessent de s’appliquer à un élément couvert ou à un instrument de couverture, le cas échéant, dès que se présente l’une ou l’autre des situations suivantes : i) l’incertitude rattachée à la réforme des taux interbancaires offerts est levée quant à l’échéance et au montant des flux de trésorerie futurs qui sont fondés sur un taux d’intérêt de référence et ii) la relation de couverture prend fin. Aucune incidence n’est prévue puisque ces modifications permettent à Énergie Brookfield de continuer d’utiliser la comptabilité de couverture pour ses relations de couverture désignées antérieurement.
Il est actuellement prévu que le taux Secured Overnight Financing Rate (« SOFR ») remplacera le TIOL en dollars américains, que le taux Sterling Overnight Index Average (« SONIA ») remplacera le TIOL en livres sterling et que le taux en euro à court terme (« €STR ») remplacera l’EURIBOR. Il est prévu que ces changements entrent en vigueur d’ici le 31 décembre 2021. Énergie Brookfield finalise actuellement son plan de transition et la mise en œuvre de celui-ci afin d’évaluer l’incidence découlant de ces changements et d’apporter des modifications aux modalités contractuelles des emprunts à taux variable, des swaps de taux d’intérêt et des taux d’intérêt plafonds reposant sur des taux interbancaires offerts et met à jour les désignations de ses couvertures.
IFRS 16, Contrats de location
Le 1er janvier 2019, Énergie Brookfield a adopté IFRS 16 au moyen de l’approche rétrospective modifiée, selon laquelle l’effet cumulatif à la première application est comptabilisé dans les résultats non distribués à cette date. Par conséquent, Énergie Brookfield a changé la méthode comptable qu’elle applique aux contrats de location comme suit.
Définition d’un contrat de location
Auparavant, Énergie Brookfield déterminait à la date de passation d’un accord si celui-ci était, ou renfermait, un contrat de location selon IFRIC 4. Selon IFRS 16, Énergie Brookfield évalue si un contrat est, ou renferme, un contrat de location en fonction de la définition d’un contrat de location, comme il est expliqué à la note 1 e).
Au moment de la transition à IFRS 16, Énergie Brookfield a choisi d’appliquer la mesure de simplification qui lui permet de ne pas réapprécier si les transactions constituent des contrats de location. Énergie Brookfield n’a appliqué IFRS 16 qu’aux contrats qui étaient auparavant définis comme des contrats de location. Les contrats qui n’étaient pas définis comme des contrats de location selon IAS 17 et IFRIC 4 n’ont pas été réappréciés pour déterminer s’ils renfermaient un contrat de location. Par conséquent, la définition d’un contrat de location selon IFRS 16 n’a été appliquée qu’aux contrats conclus ou modifiés à compter du 1er janvier 2019.

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Contrats de location classés comme des contrats de location simple selon IAS 17
Au moment de la transition, les obligations locatives ont été évaluées à la valeur actualisée des paiements de loyers restants, calculée à l’aide du taux d’emprunt marginal d’Énergie Brookfield au 1er janvier 2019. Les actifs au titre de droits d’utilisation sont évalués au montant de l’obligation locative, ajusté pour tenir compte de tous les paiements de loyers payés d’avance ou à payer.
Énergie Brookfield s’est prévalue des mesures de simplification suivantes lorsqu’elle a appliqué IFRS 16 aux contrats de location qui étaient classés auparavant comme des contrats de location simple selon IAS 17 :
• Application de l’exemption permettant de ne pas comptabiliser les actifs au titre de droits d’utilisation et les
				obligations locatives de contrats de location dont la durée est de moins de 12 mois;
• Appui sur l’évaluation de ses contrats de location faite immédiatement avant la date de première application pour
				déterminer si des contrats sont déficitaires;
• Utilisation de connaissances acquises a posteriori pour déterminer la durée d’un contrat de location qui contient
				des options de prolongation ou de résiliation;
• Exclusion des coûts directs initiaux de l’évaluation de l’actif au titre du droit d’utilisation à la date de
				première application.
Contrats de location classés comme des contrats de location-financement selon IAS 17
En ce qui concerne les contrats de location qui étaient classés en tant que contrats de location-financement selon IAS 17, la valeur comptable de l’actif au titre du droit d’utilisation et de l’obligation locative au 1er janvier 2019 correspond à la valeur comptable de ces éléments évaluée en application d’IAS 17 immédiatement avant cette date.
Incidences sur les états financiers
À la transition à IFRS 16, Énergie Brookfield a comptabilisé des actifs au titre de droits d’utilisation additionnels de 407 millions $ et des obligations locatives de 403 millions $, la différence ayant été comptabilisée dans les résultats non distribués.
Pour l’évaluation des obligations locatives, Énergie Brookfield a actualisé les paiements de loyers à l’aide de son taux d’emprunt marginal au 1er janvier 2019. Le taux moyen pondéré appliqué est de 5,1 %.
f) Changements apportés à la méthode comptable appliquée aux contrats de location
Énergie Brookfield a appliqué IFRS 16 au moyen de l’approche rétrospective modifiée, de sorte que les informations comparatives n’ont pas été retraitées et continuent d’être présentées selon IAS 17, Contrats de location (« IAS 17 »), et IFRIC 4, Déterminer si un accord contient un contrat de location (« IFRIC 4 »). Les méthodes comptables appliquées selon IAS 17 et IFRIC 4 sont présentées séparément si elles diffèrent de celles appliquées selon IFRS 16 et l’incidence des changements de méthodes est présentée à la note 1 e).
Méthode appliquée à compter du 1er janvier 2019
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;

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• Énergie Brookfield a le droit de décider de l’utilisation du bien. Lorsque 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.
Cette méthode est appliquée aux nouveaux contrats ou à ceux qui ont été modifiés à compter du 1er janvier 2019.
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.
Comptabilisation par le preneur selon IFRS 16
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 de 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 que 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 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 d’exercer son option d’achat, de prolongation ou de résiliation change.

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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 zéro.
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 au 31 décembre 2019.
Contrats de location à court terme et contrats de location dont le bien sous-jacent est de faible valeur
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 de 12 mois ou moins 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.
Méthode appliquée avant le 1er janvier 2019
Pour les contrats conclus avant le 1er janvier 2019, Énergie Brookfield déterminait si l’accord était, ou renfermait, un contrat de location en appréciant si :
• l’exécution de l’accord dépendait de l’utilisation d’un ou de plusieurs actifs spécifiques;
• l’accord conférait un droit d’utiliser l’actif. Un accord conférait un droit d’utiliser l’actif si l’une des conditions
				suivantes était remplie :
				◦ l’acheteur avait la possibilité ou le droit d’exploiter l’actif tout en obtenant ou en contrôlant plus qu’une
					partie insignifiante de la production,
				◦ l’acheteur avait la possibilité ou le droit de contrôler l’accès physique à l’actif tout en obtenant ou en
					contrôlant plus qu’une partie insignifiante de la production,
				◦ les faits et circonstances indiquaient qu’il était peu probable que d’autres parties auraient pris plus qu’une
					partie insignifiante de la production et que le prix par unité n’était ni fixé par unité produite, ni égal au prix du marché par unité produite.
Comptabilisation par le preneur selon IAS 17
Pour la période comparative, Énergie Brookfield, à titre de preneur, classait les contrats de location qui transféraient la quasi-totalité des risques et avantages inhérents à la propriété comme étant des contrats de location-financement. En pareil cas, les actifs loués étaient évalués initialement au montant correspondant au plus faible de leur juste valeur et de la valeur actualisée des paiements minimaux au titre de la location. Les paiements minimaux au titre de la location étaient les paiements que le preneur était tenu d’effectuer pendant la durée du contrat de location, à l’exclusion du loyer conditionnel.
Par la suite, les actifs étaient comptabilisés selon la méthode comptable qui s’appliquait à ceux-ci.
Les actifs détenus en vertu d’autres contrats de location étaient classés comme étant des contrats de location simple et n’étaient pas comptabilisés dans les états consolidés de la situation financière d’Énergie Brookfield. Les paiements versés en vertu des contrats de location simple étaient comptabilisés dans les comptes consolidés de résultat selon la méthode linéaire sur la durée du contrat de location. Les avantages incitatifs à la location reçus étaient comptabilisés comme faisant partie intégrante de la charge locative, sur la durée du contrat de location.
g) 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.
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Lors de la préparation des états financiers consolidés d’Énergie Brookfield, les actifs et les 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 les 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 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.
h) 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.
i) 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.
j) 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, 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 les actifs de production d’énergie acquis dans le cadre de regroupements d’entreprises au cours de l’exercice, conformément à la méthode comptable décrite à la note 1 p), « Regroupements d’entreprises ». Ainsi, dans l’année d’acquisition, les actifs de production d’énergie ne sont pas réévalués à la fin de l’exercice à moins d’une indication que les actifs ont perdu de la valeur.
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
Centrales électriques		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 30 ans
Unités de cogénération alimentées au gaz (« cogénération »)		Jusqu’à 40 ans
Autres actifs		Jusqu’à 60 ans
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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.
Le calcul de l’amortissement est fonction du coût 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 32 ans au 31 décembre 2019 (33 ans en 2018). 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 sont comptabilisés dans le poste Autres produits 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.
k) 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. 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.
l) 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 sur créances.
m) Instruments financiers
Le 1er janvier 2018, Énergie Brookfield a adopté IFRS 9, Instruments financiers (« IFRS 9 »), publiée par l’IASB en 2014, laquelle donne aux utilisateurs des informations plus fiables et pertinentes aux fins de l’appréciation des montants, du calendrier et du degré d’incertitude des flux de trésorerie futurs. La nouvelle méthode comptable a été appliquée de manière prospective à la date de la première application, soit le 1er janvier 2018. La société n’a pas retraité les informations comparatives et continue de les présenter en vertu d’IAS 39, Instruments financiers : Comptabilisation et évaluation (« IAS 39 »). L’adoption d’IFRS 9 n’avait entraîné la comptabilisation d’aucun ajustement transitoire important au 1er janvier 2018.

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Comptabilisation initiale
Selon 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.
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 activités de négociation à court terme, sont évalués à la JVAERG. Contrairement aux titres de créance évalués à la juste valeur par le biais des autres éléments du résultat global (« JVAERG »). Les profits et les pertes tirés des instruments de capitaux propres évalués à la JVAERG ne peuvent pas être recyclés en résultat net. Lors de la décomptabilisation de l’actif, les profits ou 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 genres de 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, notamment les créances au titre des contrats de location-financement. 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.
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.

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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 et les montants à payer aux parties liées. 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 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 sur le revenu, 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 aux États-Unis 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.
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 Change et profit (perte) sur les instruments financiers et les passifs donnant droit à des avantages fiscaux ont été réduits en conséquence.
Crédits d’impôt sur la production (« CIP »)

					En vertu des contrats donnant droit à des avantages fiscaux, l’entreprise est tenue d’attribuer des pourcentages spécifiques du bénéfice imposable (de la perte fiscale) à l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux. Les obligations de prestation sont satisfaites à mesure que les montants sont attribués et qu’une réduction du passif donnant droit à des avantages fiscaux est comptabilisée avec un montant correspondant au poste Change et profit (perte) sur les instruments financiers dans le compte consolidé de résultat.
Bénéfice imposable (perte fiscale), y compris les attributs fiscaux
comme l’amortissement fiscal accéléré

					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 espèces additionnelles. Les sommes en espèces versées augmentent la valeur des passifs donnant droit à des avantages fiscaux.
Apport de paiements à l’utilisation

					Certains contrats prévoient également des distributions en espèces à l’investisseur ayant droit à des avantages fiscaux. Au moment du versement, le montant de la distribution en espèces sera déduit des passifs donnant droit à des avantages fiscaux.
Distributions en trésorerie


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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 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 (couvertures des flux de trésorerie).
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 6, « 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.

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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) 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 d’écart de change et de (perte) profit 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.
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. L’efficacité de la couverture est déterminée au commencement de la relation de couverture et 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.
n) Comptabilisation des produits et des charges
Avec prise d’effet le 1er janvier 2018, Énergie Brookfield a adopté IFRS 15, Produits tirés de contrats conclus avec des clients (« IFRS 15 »), en utilisant l’application rétrospective modifiée applicable aux contrats qui étaient en cours au 1er janvier 2018. IFRS 15 annule et remplace IAS 11, Contrats de construction, IAS 18, Produits des activités ordinaires, et les interprétations connexes, et elle s’applique à tous les produits des activités ordinaires tirés de contrats conclus avec des clients, à quelques exceptions près.
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 7, « 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.

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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 2019, les produits comptabilisés à un moment précis qui correspondent aux crédits renouvelables s’établissaient à 114 millions $ (104 millions $ en 2018). 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 et des pertes réalisés sur les dérivés utilisés à des fins de gestion des risques des activités de production d’Énergie Brookfield associés aux prix des marchandises. Les opérations financières comprises dans les produits de l’exercice clos le 31 décembre 2019 ont entraîné une augmentation des produits de 52 millions $ (25 millions $ en 2018).
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.
o) 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
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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.
p) 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, 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, les paiements 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.
q) Actifs détenus en vue de la vente
Les actifs non courants 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.
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Les actifs non courants 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.
Lorsqu’elles sont classées comme étant détenues en vue de la vente, les immobilisations corporelles et incorporelles ne sont pas amorties.
r) 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’aménagement et à la construction de l’actif de production d’énergie. Ces dépenses comprennent les coûts des matériaux, les coûts de main-d’œuvre directe et d’autres coûts directement attribuables à la préparation de l’actif à son usage prévu, ainsi que les coûts relatifs au démantèlement et à l’enlèvement d’immobilisations corporelles et à la remise en état du site sur lequel elles sont situées. Les intérêts et les coûts d’emprunt 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 du personnel futurs
Les prestations de retraite et les avantages du personnel futurs 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) Intérêts et coûts d’emprunt
Les intérêts et les coûts d’emprunt sont inscrits à l’actif lorsqu’ils sont directement attribuables 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.

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v) 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.
vi) Produits d’intérêts
Les produits d’intérêts découlent du passage du temps et sont comptabilisés selon la méthode de la comptabilité d’engagement.
vii) 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 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.
s) 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 ainsi qu’aux taux d’inflation et d’actualisation futurs, comme il est décrit à la note 13, « 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 t) 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.

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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 6, « Gestion des risques et instruments financiers », pour de plus amples renseignements.
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.
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 emplacements de production. 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 montant du règlement.
t) 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, selon IAS 8, Méthodes comptables, changements d’estimations comptables et erreurs. 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.

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iii) Immobilisations corporelles
La méthode comptable traitant des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 j), « 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. 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.
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 20 ans est considérée comme raisonnable, étant donné que les plans d’immobilisations d’Énergie Brookfield portent sur 20 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 des actifs de production d’énergie qui ne sont pas directement liés 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 2027 en Colombie et d’ici 2023 en Europe et 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 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 30 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 20 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.

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iv) Instruments financiers
La méthode comptable portant sur les instruments financiers d'Énergie Brookfield est décrite à la note 1 m), « Instruments financiers ». En ce qui a trait à l’application de cette méthode, le jugement se fonde sur les critères énoncés dans IFRS 9 et IAS 39, 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.
v) Impôt différé
La méthode comptable portant sur les impôts sur le résultat d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 o), « 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.
u) Modifications futures de méthodes comptables
En août 2020, l’IASB a publié une réforme des taux d’intérêt de référence modifiant IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 et IFRS 16 (modifications de phase II), qui entrera en vigueur le 1er janvier 2021 et dont l’adoption anticipée est permise. Les modifications de phase II offrent d’autres indications pour traiter de questions qui seront soulevées pendant la transition des taux d’intérêt de référence. Les modifications de phase II se rapportent principalement à la modification des instruments financiers permettant l’application prospective du taux d’intérêt de référence applicable et le maintien de l’application de la comptabilité de couverture, dans la mesure où la relation de couverture modifiée continue de respecter les critères d’applicabilité.
Notre société procède actuellement à une évaluation pour mettre en œuvre son plan de transition afin d’évaluer l’incidence découlant de ces changements et d’apporter des modifications par suite des modifications apportées aux modalités des emprunts à taux variable, des swaps de taux d’intérêt et des taux d’intérêt plafonds reposant sur des taux interbancaires offerts et met à jour les désignations de ses couvertures. Nous prévoyons avoir terminé notre évaluation avant le 1er janvier 2021. L’adoption de cette réforme ne devrait pas avoir d’incidence importante sur notre société.
Énergie Brookfield n’a adopté de façon anticipée aucune autre norme, interprétation ou modification ayant été publiée, mais n’étant pas encore en vigueur.
2. PRINCIPALES FILIALES
Le tableau qui suit présente la liste des filiales d’Énergie Brookfield qui, de l’avis de la direction, avaient une incidence importante sur sa situation financière et sur ses résultats d’exploitation au 31 décembre 2019 :
				Territoire de constitution,	Pourcentage des
		droits de vote
				d’enregistrement ou	détenus ou
				d’activité		contrôlés
BP Brazil US Subco LLC .....................................................................................				Delaware		100
Brookfield BRP Canada Corp...............................................................................				Alberta		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		100
Orion Canadian Holdings 1 AIV L.P. ...................................................................				Ontario		100
1)	Contrôle exercé en vertu des droits de vote obtenus aux termes de conventions de vote conclues avec Brookfield.

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3. ACQUISITIONS
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 de l’acquisition.
Portefeuille 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 ses 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 prévoit détenir une participation financière d’environ 25 %. 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. Énergie Brookfield détient une participation financière de 25 % et 100 % des droits de vote.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode de l’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à la date de l’acquisition. 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 ses 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.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode de l’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à la date de l’acquisition. 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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Portefeuille de production décentralisée aux États-Unis (« portefeuille PD »)
Le 26 septembre 2019, Énergie Brookfield 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 ils ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode de l’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés à la date de l’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille PD se seraient élevés à 67 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019.
La répartition provisoire du prix d’acquisition, à la juste valeur, à l’égard des acquisitions est la suivante :

				Portefeuille		Portefeuille
				éolien en		éolien en		Portefeuille
	Notes				Inde		Chine	PD	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie .....................					— $		— $	3 $	3 $
Liquidités soumises à restrictions ............................					14		2	—	16
Créances clients et autres actifs courants .................					14		51	47	112
Immobilisations corporelles ....................................	13				243		307	753	1 303
Passifs courants .......................................................					(1)		(23)	(8)	(32)
Tranche courante des emprunts sans recours ...........	15				(12)		(18)	—	(30)
Instruments financiers .............................................					(4)		—	—	(4)
Emprunts sans recours .............................................	15				(158)		(131)	—	(289)
Passifs d’impôt différé .............................................					(8)		(28)	—	(36)
Passifs relatifs au démantèlement ............................	27				(5)		—	(33)	(38)
Autres passifs non courants .....................................					(4)		—	(27)	(31)
Juste valeur des actifs nets acquis ............................					79 $		160 $	735 $	974 $
Le placement suivant a été comptabilisé 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, de concert avec ses partenaires institutionnels, Énergie Brookfield 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 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 $).

Réalisées en 2018
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 à compter de la date de l’acquisition.
Biotherm
Énergie Brookfield a fait l’acquisition de TerraForm Global, Inc. (« TerraForm Global ») le 28 décembre 2017. Les actifs nets identifiables de TerraForm Global comprenaient des liquidités soumises à restrictions et des dépôts de 56 millions $ liés à l’acquisition de participations majoritaires (variant de 65 % à 70 %) dans trois sociétés distinctes qui exploitent cumulativement une puissance de 49 MW d’actifs éoliens et solaires en Afrique du Sud (« Biotherm »).
En mars 2018, Énergie Brookfield a acquis Biotherm, pour une contrepartie totale de 71 millions $. Ce montant a été versé en deux tranches et comprenait le dépôt susmentionné, soit un paiement en trésorerie de 12 millions $ et une contrepartie différée de 3 millions $.
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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.
Northern Ireland Wind
En mars 2018, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue d’acquérir une participation de 100 % dans une centrale éolienne en Irlande du Nord d’une puissance de 23 MW (« Northern Ireland Wind »).
En octobre 2018, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition de Northern Ireland Wind. La contrepartie totale s’est élevée à 22 millions £ (28 millions $). Énergie Brookfield conserve une participation donnant le contrôle d’environ 40 % 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.
Saeta Yield
Le 7 février 2018, Énergie Brookfield avait annoncé son intention de procéder à une offre publique d’achat volontaire (l’« offre publique d’achat ») visant l’acquisition de la totalité des actions en circulation de Saeta Yield, S.A. (« Saeta Yield »), société espagnole de production d’énergie renouvelable qui détenait alors des centrales d’énergie éolienne et d’énergie solaire d’une puissance de plus de 1 000 MW (environ 250 MW d’énergie solaire et 778 MW d’énergie éolienne) situées pour la plupart en Espagne. L’offre publique d’achat prévoyait 12,20 € en trésorerie par action de Saeta. Le 8 juin 2018, Énergie Brookfield a annoncé que la Commission nationale du marché des valeurs d’Espagne avait autorisé l’acquisition de plus de 95 % des actions de Saeta offertes dans le cadre de l’offre publique d’achat (les « actions offertes »).
Le 12 juin 2018, Énergie Brookfield a conclu l’acquisition des actions offertes, pour une contrepartie totale de 1,1 milliard $. Par suite de l’acquisition d’une participation en actions de 95,28 % dans Saeta, Énergie Brookfield a entamé une procédure d’acquisition forcée autorisée en vertu de la loi espagnole en vue d’acquérir le reste des actions de Saeta, soit environ 4,72 %, pour un montant de 54,6 millions $.
Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits relatifs à Saeta Yield se seraient élevés à 407 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2018.
Répartition des prix d’acquisition
La répartition définitive des prix d’acquisition, à la juste valeur, est la suivante :
					Northern
				Biotherm	Ireland Wind	Saeta Yield	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie .................................							12 $	1 $		187 $	200 $
Liquidités soumises à restrictions ........................................							—	—		95	95
Créances clients et autres actifs courants .............................							7	—		91	98
Immobilisations corporelles à la juste valeur .......................							158	53			2 733	2 944
Immobilisations incorporelles .............................................							—	—			257	257
Autres actifs non courants ...................................................							—	—		46	46
Passifs courants ...................................................................							(3)	(4)		(91)	(98)
Tranche courante des emprunts sans recours .......................							(3)	—		—	(3)
Instruments financiers .........................................................							(2)	—			(137)	(139)
Emprunts sans recours .........................................................							(69)		(18)	(1 894)	(1 981)
Passifs d’impôt différé .........................................................							(35)	(4)		(161)	(200)
Passifs relatifs au démantèlement ........................................							—	—			(68)	(68)
Autres passifs non courants .................................................							—	—			(22)	(22)
Participations ne donnant pas le contrôle.............................							(21)	—			(55)	(76)
Juste valeur des actifs nets acquis ........................................							44 $	28 $		981 $	1 053 $
Goodwill ..............................................................................							27	—		133	160
Prix d’acquisition ................................................................							71 $	28 $		1 114 $	1 213 $

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Réalisées en 2017
Le placement suivant a été comptabilisé 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.
European Storage
En août 2017, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a acquis une participation de 25 % dans FHH Guernsey Ltd, qui détient un portefeuille de centrales d’accumulation par pompage d’une puissance de 2,1 GW au Royaume-Uni (« European Storage »). Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 7 % dans le portefeuille. La contrepartie a totalisé 194 millions £ (248 millions $). Des coûts d’acquisition de 1 million £ (1 million $) ont été engagés et inscrits à l’actif.
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 de l’acquisition.
European Wind
En février 2017, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue d’acquérir une participation de 100 % dans une centrale éolienne d’une puissance de 16 MW en Irlande du Nord (« European Wind »).
En août 2017, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’European Wind qui est entrée en service en juillet 2017. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits relatifs à European Wind touchés avant la date d’acquisition auraient été négligeables. La contrepartie a totalisé 24 millions £ (32 millions $). Énergie Brookfield conserve une participation donnant le contrôle d’environ 40 % dans la centrale. 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 annuel audité.
TerraForm Power
Le 17 octobre 2017, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a réalisé l’acquisition d’une participation de 51 % dans TerraForm Power, Inc., portefeuille diversifié d’envergure composé d’actifs d’énergie solaire et d’énergie éolienne situés principalement aux États-Unis, pour une contrepartie totale de 719 millions $. Après la clôture de la transaction, Énergie Brookfield a conservé une participation financière indirecte d’environ 16 %, pour un placement net total de 203 millions $. Le total des produits qui auraient été comptabilisés si la transaction avait été conclue au début de l’exercice se serait élevé à 622 millions $.
Le 11 juin 2018, Énergie Brookfield a acquis 60 975 609 actions ordinaires de TerraForm Power au prix de 10,66 $ l’action dans le cadre d’un placement privé (le « placement privé de 2018 »), pour une contrepartie totale d’environ 650 millions $. Immédiatement après la clôture du placement privé 2018, Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient une participation d’environ 65 % dans TerraForm Power et Énergie Brookfield a conservé une participation financière indirecte d’environ 30 %.
Le 3 août 2018, TerraForm Power a émis 80 084 actions ordinaires à l’intention d’une société affiliée contrôlée de Brookfield relativement aux pertes nettes subies dans le cadre du règlement définitif d’un recours collectif conformément aux lois fédérales. Immédiatement après la clôture de cette émission, Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient une participation d’environ 65 % dans TerraForm Power et Énergie Brookfield a conservé une participation financière indirecte d’environ 30 %.
Le 8 octobre 2019, Énergie Brookfield a acquis 2 981 514 actions ordinaires de TerraForm Power au prix de 16,77 $ l’action dans le cadre d’un placement privé (le « placement privé de 2019 »), pour une contrepartie totale de 50 millions $. Le placement privé de 2019 a été réalisé parallèlement au placement de 250 millions $ par voie d’appel public à l’épargne de TerraForm Power. À la clôture de l’appel public à l’épargne et du placement privé de 2019, Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient, au 31 décembre 2019, une participation d’environ 62 % dans TerraForm Power et Énergie Brookfield a conservé une participation financière indirecte d’environ 29 %.

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Par le passé, Énergie Brookfield avait comptabilisé sa participation indirecte dans TerraForm Power en 2017 comme un instrument financier à la JVAERG selon IAS 39, Instruments financiers. Le changement de traitement comptable, la méthode de la comptabilisation à la JVAERG ayant été abandonnée pour celle de la consolidation, a entraîné le reclassement d’un profit de 13 millions $ de l’état du résultat global consolidé annuel audité au compte de résultat à titre d’autres produits, ce qui représente le profit cumulé sur la participation indirecte détenue auparavant. Des coûts d’acquisition de 1 million $ ont été engagés et passés en charges.
Le 31 juillet 2020, simultanément à l’acquisition de TerraForm Power, Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec certaines filiales indirectes de Brookfield pour transférer les droits de vote rattachés à leurs actions respectives détenues dans TerraForm Power à une filiale de la société. Par conséquent, Énergie Brookfield contrôle TerraForm Power et l’inclut dans son périmètre de consolidation. Le transfert de contrôle de TerraForm Power à Énergie Brookfield est considéré comme une transaction entre des entités sous contrôle commun, et par conséquent, l’acquisition de TerraForm Power le 17 octobre 2017 a été présentée dans les comptes historiques d’Énergie Brookfield.
Se reporter à la note 1 c) ii), « Acquisition de TerraForm Power », pour de plus amples renseignements.
TerraForm Global
En décembre 2017, de concert avec ses partenaires institutionnels, Énergie Brookfield a réalisé l’acquisition d’une participation de 100 % dans TerraForm Global. TerraForm Global est un portefeuille diversifié d’actifs d’énergie solaire et d’énergie éolienne d’une puissance de 919 MW situés principalement au Brésil et en Asie. La contrepartie versée s’est établie à 657 millions $ tandis que la juste valeur de la participation détenue auparavant était de 100 millions $. Énergie Brookfield détient une participation financière de 31 % dans TerraForm Global, sa quote-part de la juste valeur de la participation détenue auparavant totalisant 30 millions $ à la date d’acquisition. La quote-part d’Énergie Brookfield de la contrepartie versée s’élevait à 202 millions $.
Par le passé, Énergie Brookfield avait comptabilisé sa participation indirecte dans TerraForm Global comme un placement disponible à la vente. Le changement de traitement comptable, la méthode de comptabilisation des placements disponibles à la vente ayant été abandonnée pour celle de la consolidation, a entraîné le reclassement d’un profit de 2 millions $ de l’état du résultat global consolidé annuel audité au compte de résultat à titre d’autres produits, ce qui représente le profit cumulé sur la participation indirecte détenue auparavant.
Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits relatifs à TerraForm Global se seraient élevés à 250 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2017. Les coûts d’acquisition, totalisant 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 annuel audité.
En décembre 2017, Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec une société affiliée d’Énergie Brookfield qui a le contrôle ultime de TerraForm Global. En vertu de cette convention de vote, Énergie Brookfield a le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des administrateurs de la filiale de Brookfield.

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Répartition des prix d’acquisition
La répartition définitive des prix d’acquisition, à la juste valeur, à l’égard des acquisitions réalisées en 2017 est la suivante :
				TerraForm		TerraForm		European
				Power		Global	Wind	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie ..................................								149 $	611 $	— $	760 $
Liquidités soumises à restrictions .........................................					—		90	—		90

Créances clients et autres actifs courants ..............................								707		62	1	770

Instruments financiers ..........................................................					—		20	—		20

Immobilisations corporelles à la juste valeur ........................				5 678		1 208	37		6 923

Actifs d’impôt différé ...........................................................					—		18	—		18

Autres actifs non courants ....................................................					—		94	—		94

Passifs courants ....................................................................				(1 239)		(73)	(4)		(1 316)

Tranche courante des emprunts sans recours ........................					—		(1 183)	—		(1 183)

Instruments financiers ..........................................................					—		(15)	—		(15)

Emprunts sans recours ..........................................................				(3 714)		(5)	—		(3 719)

Passifs d’impôt différé ..........................................................								(33)		(15)	(2)	(50)

Autres passifs non courants ..................................................					—		(54)	—		(54)

Participations ne donnant pas le contrôle..............................				(1 345)		(1)	—		(1 346)

Juste valeur des actifs nets acquis .........................................								203 $	757 $	32 $	992 $
Au cours des exercices clos les 31 décembre 2019 et 2018, la répartition des prix des acquisitions réalisées respectivement en 2018 et 2017 a été menée à terme. Aucun changement important à la répartition provisoire des prix d’acquisition présentée dans les états financiers consolidés annuels audités de 2018 et 2017 n’a dû être apporté à l’égard des acquisitions survenues au cours de chacun de ces exercices.
4. CESSION D’ACTIFS
En mai et en août 2019, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente partielle de son portefeuille d’Afrique du Sud, qui était composé de centrales d’énergie éolienne et d’énergie solaire d’une puissance de 146 MW. La contrepartie totale s’est élevée à 1 651 millions ZAR (112 millions $), ce qui a donné lieu à une perte réalisée à la cession de 8 millions $ qui a été comptabilisée au poste Divers dans les comptes consolidés de résultat. Le produit total, déduction faite des règlements de contrats de change, s’est élevé à 135 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 42 millions $). Immédiatement avant de classer le portefeuille comme étant détenu en vue de la vente en 2018, Énergie Brookfield a procédé à une réévaluation des immobilisations corporelles et a comptabilisé une hausse de 42 millions $ de la juste valeur, conformément au modèle de réévaluation qu’elle a choisi d’appliquer. Énergie Brookfield détenait une participation d’environ 31 % dans ce portefeuille. Par suite de cette cession, la quote-part d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé après impôt de 13 millions $ auparavant classée dans les autres éléments du résultat global a été reclassée directement dans les capitaux propres et incluse au poste Divers des états consolidés des variations des capitaux propres.
En octobre 2019, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs éoliens d’une puissance de 191 MW en Irlande du Nord et au Portugal. La contrepartie totale s’est élevée à 186 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 74 millions $), ce qui s’est traduit par une perte sur cession de 6 millions $ comptabilisée au poste Divers dans les comptes consolidés de résultat. Immédiatement avant de classer le portefeuille comme étant détenu en vue de la vente au cours du troisième trimestre de 2019, Énergie Brookfield a procédé à une réévaluation des immobilisations corporelles et a comptabilisé une hausse de 83 millions $ de la juste valeur, conformément au modèle de réévaluation qu’elle a choisi d’appliquer. Énergie Brookfield détenait une participation de 40 % dans ce portefeuille. Par suite de cette cession, la tranche d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé après impôt de 49 millions $ auparavant classée dans les autres éléments du résultat global a été reclassée directement dans les capitaux propres et présentée au poste Divers des états consolidés des variations des capitaux propres.

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L’information financière résumée relative aux cessions est présentée ci-après :
			Total
(EN MILLIONS)
Produit, déduction faite des coûts de transaction ..................................................................................................			291 $
Valeur comptable des actifs nets détenus en vue de la vente
Actif .................................................................................................................................................................			1 071
Passif................................................................................................................................................................			(680)
Participations ne donnant pas le contrôle .........................................................................................................			(86)
			305
Perte réalisée à la cession, déduction faite des coûts de transaction .....................................................................			(14) $
5. ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE
Au 31 décembre 2019, les actifs détenus en vue de la vente compris dans les secteurs opérationnels d’Énergie Brookfield comprenaient des portefeuilles de centrales d’énergie solaire en Afrique du Sud et en Asie. Les ventes de ces actifs devraient se conclure au cours de l’exercice 2020.
Le tableau suivant présente un sommaire des principaux actifs et passifs classés comme étant détenus en vue de la vente aux 31 décembre :
				2019	2018
(EN MILLIONS)
Actif
Trésorerie et équivalents de trésorerie.................................................................................				14 $	8 $
Liquidités soumises à restrictions .......................................................................................				22	47
Créances clients et autres actifs courants ............................................................................				13	28
Immobilisations corporelles à la juste valeur ......................................................................				303	749
Goodwill .............................................................................................................................				—	22
Autres actifs non courants ...................................................................................................				—	66
Actifs détenus en vue de la vente .........................................................................................				352 $		920 $
Passif
Passifs courants ...................................................................................................................				18 $	23 $
Emprunts sans recours ........................................................................................................				73		360
Autres passifs non courants ................................................................................................				46		150
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...................................				137 $	533 $
Énergie Brookfield continue à consolider et à comptabiliser les produits, les charges et les flux de trésorerie liés aux actifs détenus en vue de la vente dans les comptes consolidés de résultat, dans les états consolidés du résultat global et dans les tableaux consolidés des flux de trésorerie, respectivement. Les actifs non courants classés comme étant détenus en vue de la vente ne sont pas amortis.
En 2019, Énergie Brookfield a conclu, avec ses partenaires institutionnels, la vente partielle de son portefeuille éolien d’Afrique du Sud, qui était composé de centrales d’énergie éolienne et d’énergie solaire d’une puissance de 146 MW, et la vente en Europe d’un portefeuille d’actifs éoliens d’une puissance de 191 MW. Se reporter à la note 4, « Cession d’actifs ».
Après le 31 décembre 2019, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie solaire en Thaïlande d’une puissance de 39 MW, pour un produit total de 94 millions $. La participation d’Énergie Brookfield dans ce portefeuille était de 31 %.
Après le 31 décembre 2019, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie solaire en Afrique du Sud d’une puissance de 33 MW, pour un produit total de 300 millions ZAR (18 millions $). La participation d’Énergie Brookfield dans ce portefeuille était de 31 %. Le produit total, déduction faite des règlements de contrats de change, s’est élevé à 25 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 8 millions $).

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6. GESTION DES RISQUES ET INSTRUMENTS FINANCIERS
GESTION DES RISQUES
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.
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
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 risque de prix de l’électricité est lié à la vente, par Énergie Brookfield de la part de sa production non régie par contrat Énergie Brookfield vise à vendre 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 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
				2019							2018		2017		2019		2018	2017
(EN MILLIONS)
Augmentation de 5 % ......................				(21) $			(16) $	(24) $	(12) $	(15) $	(10) $
Diminution de 5 % ..........................	8							6		—		12		15		10
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 rand, au ringgit, au baht et au yuan 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.

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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.
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
				2019							2018	2017	2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Augmentation de 5 % .....................				49 $			66 $	4 $	41 $	64 $	79 $
Diminution de 5 % .........................				(40)							(66)	(4)	(41)	(65)	(79)
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. Tous les 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 de créance.
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 la dette à taux variable d’Énergie Brookfield, laquelle se limite à certains emprunts sans recours, dont la valeur totale du capital s’élevait à 6 127 millions $ (6 867 millions $ en 2018). De ce montant en capital, le taux d’intérêt d’une tranche de 3 122 millions $ (3 342 millions $ en 2018) a été fixé à l’aide de contrats sur taux d’intérêt. La juste valeur 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
				2019							2018	2017	2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Augmentation de 1 % .....................				37 $			27 $	(13) $	69 $	65 $	84 $
Diminution de 1 % .........................				(38)							(22)	17	(69)	(68)	(88)
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentielle, avant impôt.

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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 et de gaz.
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 sont conclues presque exclusivement 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 24, « Créances clients et autres actifs courants ».
L’exposition maximale au risque de crédit aux 31 décembre s’établissait comme suit :
				2019	2018
(EN MILLIONS)
Créances clients et autres créances à court terme ...................................................................		785 $	633 $
Actifs liés aux instruments financiers ...................................................................................		153	171
Montants à recevoir de parties liées ...............................................................................................		60		65
Actif sur contrat ................................................................................................................		473	447
						1 471 $	1 316 $
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 15, « 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 2019 (EN MILLIONS)				1 an	5 ans	5 ans	Total
Dettes fournisseurs, autres créditeurs et provisions ...................							768 $	— $	— $	768 $
Passifs liés à des instruments financiers1 ...................................							246	331		149		726
Montants à payer à des parties liées...........................................							139	—		—		139
Autres passifs non courants – paiements relatifs aux
concessions ...........................................................................							1	6		15		22
Obligations locatives1 ................................................................							34	115		337		486
Emprunts de la société mère1 .....................................................							—	607		1 500		2 107
Emprunts sans recours1 ..............................................................				1 133	4 878		9 216		15 227
Intérêts à payer sur les emprunts2 ..............................................							751	2 887		2 940		6 578
Total ...........................................................................................				3 072 $	8 824 $	14 157 $	26 053 $

				Moins de	De 2 à	Plus de
AU 31 DÉCEMBRE 2018 (EN MILLIONS)				1 an	5 ans	5 ans	Total
Dettes fournisseurs et autres créditeurs .....................................							714 $	— $	— $	714 $
Passifs liés à des instruments financiers1 ...................................							138		360		217		715
Montants à payer à des parties liées...........................................							109		—		—		109
Autres passifs non courants – paiements relatifs aux
concessions ...........................................................................							1		6		16		23
Emprunts de la société mère1 .....................................................							—		1 344		990		2 334
Emprunts sans recours1 ..............................................................				1 189		5 177		7 900		14 266
Intérêts à payer sur les emprunts2 ..............................................							855		2 916		2 479		6 250
Total ...........................................................................................				3 006 $	9 803 $	11 602 $	24 411 $
1)	Comprennent les montants courants et non courants.
2)	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.
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.

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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	2019	2018
(EN MILLIONS)
Actifs évalués à la juste valeur :
Trésorerie et équivalents de trésorerie ...............	352 $							— $	— $	352 $	422 $
Liquidités soumises à restrictions1 ..................	293							—					—		293	331
Actifs liés à des instruments financiers2 .........
Contrats d’énergie dérivés ............................	—							59					82		141	95
Swaps de taux d’intérêt ...................................	—							—					—		—	17
Swaps de change .............................................	—							12					—		12	59
Placements dans des titres de
capitaux propres ............................................	25							87					48		160	117
Immobilisations corporelles .............................	—							—		41 055		41 055		38 177
Passifs évalués à la juste valeur :
Passifs liés à des instruments financiers2 ........
Contrats d’énergie dérivés ..............................	—							(8)					—		(8)	(22)
Swaps de taux d’intérêt ...................................	—				(265)					—		(265)		(242)
Swaps de change .............................................	—							(41)					—		(41)	(2)
Capitaux propres donnant droit à des
avantages fiscaux ..........................................	—							—		(412)		(412)		(448)
Contrepartie éventuelle3 .................................	—							—					(11)		(11)	(3)
Passifs pour lesquels la juste valeur est
présentée :
Emprunts de la société ....................................	(1 905)				(299)					—		(2 204)		(2 361)
Emprunts sans recours ....................................	(416)			(15 644)					—	(16 060)	(14 489)
Total ................................................................	(1 651) $			(16 099) $	40 762 $	23 012 $	21 651 $
1)	Comprennent le montant courant et le montant non courant inclus dans les autres actifs non courants.
2)	Comprennent les montants courants et non courants.
3)	Se rapporte à des regroupements d’entreprises comportant des obligations échéant entre 2020 et 2024.
Aucun reclassement n’a eu lieu au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2019.
Information sur les instruments financiers
Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux 31 décembre :
										2019			2018
						Actif	Actif
				Actif	Passif		(passif) net	(passif) net
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ......................................................... .........................................................................................				141 $			8 $	133 $	73 $

Swaps de taux d’intérêt .......................................................								—		265		(265)		(225)
Swaps de change ................................................................								12					41		(29)	57
Placements dans des titres de capitaux propres ......................				160					—		160		117
Capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux ..........								—		412		(412)		(448)
Actifs (passifs) liés à des instruments financiers, montant total				313		726		(413)		(426)
Moins : tranche courante .....................................................								88		246		(158)		(64)
Tranche non courante ..........................................................				225 $	480 $	(255) $	(362) $

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Le tableau suivant présente la variation du montant total de la position nette du passif au titre des instruments financiers d’Énergie Brookfield aux 31 décembre et pour les exercices clos à ces dates :
				Notes	2019	2018
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice ....................................................................................							(426) $	(499) $
Augmentations (diminutions) de la position nette du passif au titre des
instruments financiers :
							Profit latent par le biais du résultat net sur les capitaux propres donnant droit à des
							avantages fiscaux ...............................................................................................	a)	26		60
							Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur
							les placements dans des titres de capitaux propres .............................................	b)	35		(16)
							Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les contrats d’énergie
							dérivés ................................................................................................................	c)	1		(15)
							Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur
							les contrats d’énergie dérivés .............................................................................	c)	25		(3)
							Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les swaps de taux
							d’intérêt ..............................................................................................................	d)	(51)		21
							Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur
							les swaps de taux d’intérêt .................................................................................	d)	(36)		14
							Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les swaps de change .....	e)	4		112
							Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global sur
							les swaps de change ...........................................................................................	e)	14		102
							Acquisitions, règlements et autres ..........................................................................		(5)		(202)
Solde à la fin de l’exercice .......................................................................................							(413) $	(426) $

Passifs liés à des instruments financiers désignés à la juste valeur par le biais du résultat
net :
							Capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux ....................................	a)	(412) $	(448) $

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)	160 $	117 $

Actifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
							Contrats d’énergie dérivés......................................................................................	c)	84 $	52 $
							Swaps de taux d’intérêt ..........................................................................................	d)	—		—
							Swaps de change ....................................................................................................	e)	12		34
Positions nettes ......................................................................................................							96 $	86 $

Actifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
							Contrats d’énergie dérivés......................................................................................	c)	57 $	43 $
							Swaps de taux d’intérêt ..........................................................................................	d)	—		17
							Swaps de change ....................................................................................................	e)	—		25
Positions nettes ......................................................................................................							57 $	85 $

Passifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
							Contrats d’énergie dérivés......................................................................................	c)	(8) $	(7) $
							Swaps de taux d’intérêt ..........................................................................................	d)	(200)		(204)
							Swaps de change ....................................................................................................	e)	(18)		(1)
Positions nettes ......................................................................................................							(226) $	(212) $

Passifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
							Contrats d’énergie dérivés ..............................................................................	c)	— $	(15) $
							Swaps de taux d’intérêt ..................................................................................	d)	(65)		(38)
							Swaps de change ...........................................................................................	e)	(23)		(1)
Positions nettes ......................................................................................................							(88) $	(54) $

Total des instruments financiers, montant net.............................................................							(413) $	(426) $


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a) Capitaux propres 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.
Le profit ou la perte sur les passifs liés aux capitaux propres donnant droit aux avantages fiscaux est comptabilisé au poste Change et (perte) profit sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat.
b) Placements dans des titres de capitaux propres
Les placements dans des titres de capitaux propres sont détenus en vue d’atteindre un objectif économique donné, mis à part les opérations de négociation à court terme, et sont désignés à la juste valeur par le biais des autres éléments du résultat global. Les profits et les pertes ne peuvent être recyclés en résultat net. Lors de la décomptabilisation de l’actif correspondant, les profits ou pertes cumulés sont directement transférés des AERG aux résultats non distribués.
Pour la période comparative close le 31 décembre 2017 présentée conformément à IAS 39, les placements dans des titres de capitaux propres avaient été classés comme des titres disponibles à la vente et avaient fait l’objet d’un test de dépréciation chaque date de clôture. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2017, des profits de 2 millions $ liés aux titres disponibles à la vente avaient été reclassés des autres éléments du résultat global au résultat net.
c) Contrats d’énergie dérivés
Énergie Brookfield a conclu des contrats d’énergie dérivés 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 étant donné que le risque sous-jacent des contrats d’énergie dérivés correspond parfaitement aux risques couverts. Pour tester 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 2019, des profits de 9 millions $ liés aux contrats d’énergie dérivés ont été réalisés et reclassés des autres éléments du résultat global aux produits dans les comptes consolidés de résultat (pertes de 13 millions $ en 2018 et profits de 23 millions $ en 2017).
Selon les prix du marché au 31 décembre 2019, des profits latents de 22 millions $ (pertes de 15 millions $ en 2018) comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat global au titre des contrats d’énergie dérivés devraient être réglés ou reclassés 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 :
				31 décembre			31 décembre
					2019	2018
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Valeur comptable (actif/(passif)) .....................................................................					57	28
Montant notionnel ...........................................................................................					328	360
Montant notionnel (GWh) ...............................................................................					10 010	11 054
Taux de couverture moyen pondéré pour l’exercice ($/MWh) ........................					33	32
Dates d’échéance .............................................................................................				2020 - 2027	2019 - 2027
Ratio de couverture..........................................................................................					1:1	1:1

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Il n’y a aucun profit ni aucune perte découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Change et (perte) profit 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 2019 (profit de 2 millions $ en 2018).
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 conditions 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 étant donné que le risque sous-jacent du swap de taux d’intérêt correspond parfaitement à la composante de risque couvert. Pour tester 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.
Au 31 décembre 2019, des contrats d’une exposition notionnelle totale de 3 043 millions $ étaient en cours (3 120 millions $ en 2018), y compris 1 567 millions $ (1 593 millions $ en 2018) liés à des conventions non formellement désignées comme instruments de couverture. Le taux d’intérêt fixe moyen pondéré résultant de ces contrats est de 3,0 % (3,0 % en 2018).
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, les fluctuations nettes liées aux couvertures de flux de trésorerie réalisées et reclassées des autres éléments du résultat global à la charge d’intérêt – emprunts comptabilisée dans les comptes consolidés de résultat se sont traduites par des pertes de 22 millions $ (14 millions $ en 2018 et 20 millions $ en 2017).
Selon les prix du marché au 31 décembre 2019, des pertes latentes de 15 millions $ (9 millions $ en 2018) 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 du cumul des autres éléments du résultat global pourrait fluctuer en raison de la variation future des taux du marché.
Le tableau suivant présente les couvertures de taux d’intérêt désignées comme instruments de couverture :
					31 décembre			31 décembre
Couvertures de taux d’intérêt						2019	2018
Valeur comptable (actif/(passif)) .....................................................................						(65)	(21)
Montant notionnel – $ .....................................................................................						566	548
Montant notionnel – $ CA1 ..............................................................................						334	259
Montant notionnel – €1 ....................................................................................						349	377
Montant notionnel – £1 ....................................................................................						—	99
Montant notionnel – COP1 ..............................................................................						227	256
Dates d’échéance .............................................................................................					2021 - 2039	2019 - 2036
Ratio de couverture..........................................................................................						1:1	1:1
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 2019.

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Le profit découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Change et (perte) profit sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat lié aux contrats sur taux d’intérêt (couvertures de flux de trésorerie) pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 s’est élevé à 1 million $ (9 millions $ en 2018).
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 monnaie étrangère 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-cadre 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 2019, des contrats d’une valeur notionnelle totale de 2 306 millions $ étaient en cours (3 048 millions $ en 2018), y compris 1 388 millions $ (1 716 millions $ en 2018) 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 (profit de 1 million $ en 2018). 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.
Le tableau suivant présente les swaps de change désignés comme instruments de couverture :
				31 décembre			31 décembre
Swaps de change					2019	2018
Valeur comptable (actif/passif) ....................................................................					(23)	24
Montant notionnel des couvertures du dollar canadien1 ..................................					72	482
Montant notionnel des couvertures de l’euro1 ...............................................					380	603
Montant notionnel des couvertures de la livre sterling1 ..................................					170	247
Montant notionnel des couvertures du yuan1 .................................................					195	—
Montant notionnel des couvertures d’autres monnaies1 ..................................					101	—
Dates d’échéance ......................................................................................				2020 - 2022	2019-2020
Ratio de couverture ....................................................................................					1:1	1:1
Taux de couverture moyen pondéré pour l’exercice :
Contrats de change à terme de gré à gré ($ CA/$) .....................................					1,30	1,33
Contrats de change à terme de gré à gré (€/$) ...........................................					0,87	0,83
Contrats de change à terme de gré à gré (₤/$) ...........................................					0,82	0,76
Contrats de change à terme de gré à gré (CNY/$) .....................................					7,22	—
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 porteurs de parts de société en commandite 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 2017 ...........................................................................						(29) $	15 $	(378) $
Partie efficace de la variation de la juste valeur découlant des : ....................
Contrats d’énergie dérivés ...........................................................................						(1)			—		—
Swaps de taux d’intérêt ................................................................................						1			—	—
Swaps de change ..........................................................................................						—			—	42
Montants reclassés en résultat net ..................................................................						7			—	—
Réévaluation des emprunts désignés libellés en monnaies étrangères ...........						—			—	87
Réévaluation des investissements nets dans des établissements à
l’étranger libellés en monnaies étrangères ................................................						—			—	(324)
Évaluation des placements dans des titres de capitaux propres évalués à la
JVAERG ...................................................................................................						—		(8)	—
Incidence fiscale ............................................................................................						(2)			—	(10)
Divers ............................................................................................................						(10)		(3)	(69)
Solde au 31 décembre 2018 ...........................................................................						(34) $	4 $	(652) $
Partie efficace de la variation de la juste valeur découlant des : ....................
Swaps de taux d’intérêt ................................................................................						(1)			—		—
Montants reclassés en résultat net ..................................................................						2			—		—
Réévaluation des emprunts désignés libellés en monnaies étrangères ...........						—			—		(49)
Réévaluation des investissements nets dans des établissements à
l’étranger libellés en monnaies étrangères ................................................						—			—		14
Évaluation des placements dans des titres de capitaux propres évalués à
la JVAERG ..............................................................................................						—			19		—
Divers ............................................................................................................						1			(11)		(13)
Solde au 31 décembre 2019 ...........................................................................						(32) $	12 $	(700) $
7. 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.
Nos activités sont segmentées par 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire, 4) accumulation et divers (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, gère les activités et affecte les ressources. Le secteur Colombie regroupe les résultats financiers des centrales hydroélectriques et de cogénération s’y rapportant. Le secteur Canada comprend les résultats financiers du placement stratégique d’Énergie Brookfield dans TransAlta Corporation (« TransAlta »). Le secteur siège social représente toutes les activités réalisées au-delà des secteurs individuels d’activité.
Conformément à IFRS 8, Secteurs opérationnels (« IFRS 8 »), Énergie Brookfield fournit de l’information sur ses secteurs à présenter, fondée sur les mesures utilisées par le principal décideur opérationnel pour l’évaluation du rendement. 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 ».

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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 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. 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 et n’annule son exposition à ceux-ci.
Énergie Brookfield présente donc ses résultats et les informations sectorielles des périodes antérieures selon ces secteurs.
Énergie Brookfield analyse le rendement de ses secteurs opérationnels en fonction des produits, du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités.
Énergie Brookfield se sert du BAIIA ajusté pour évaluer le rendement de ses activités avant l’incidence de la charge d’intérêts, de l’impôt sur le résultat, de l’amortissement des immobilisations corporelles, des coûts de service de gestion, des participations ne donnant pas le contrôle, du profit latent ou de la perte latente sur les instruments financiers, des résultats sans effet de trésorerie découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence, des distributions aux porteurs d’actions privilégiées et aux commanditaires détenant des parts privilégiées et d’autres éléments typiques généralement ponctuels.
Énergie Brookfield utilise les fonds provenant des activités pour évaluer le rendement de ses activités, qui correspondent au BAIIA ajusté, moins les coûts de service de gestion, les intérêts et l’impôt exigible, et sont ajustés pour tenir compte de la composante trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle et des distributions aux porteurs d’actions privilégiées et aux commanditaires détenant des parts privilégiées.

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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 le l’exercice clos le 31 décembre 2019 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations				Hydroélectricité		Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas	Selon		Énergie		Accumulation			Amérique du	Amérique du
					équivalence	le contrôle	les IFRS1, 2			solaire	et divers	Siège social	Total	(EN MILLIONS)					Nord	Brésil		Colombie	Nord	Europe	Brésil					Asie
Produits...................................							905						234		237		223	95		37	20		183		87	—	2 021	(79)	2 029		3 971
Autres produits........................							13						19		—		2	4		—	—		17		—	33	88	(8)	25		105
Coûts d’exploitation directs .....							(286)						(72)		(93)		(62)	(32)		(9)	(4)		(38)		(46)	(23)	(665)	34	(632)		(1 263)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ...........................
							—						—		—		—	—		—	—		—		—	—	—	53	27		80
BAIIA ajusté ...........................							632						181		144		163	67		28	16		162		41	10	1 444	—	1 449
Coûts de service de gestion							—						—		—		—	—		—	—		—		—	(116)	(116)	—	(19)		(135)
Charge d’intérêts .....................							(156)						(20)		(34)		(66)	(17)		(8)	(5)		(55)		(13)	(92)	(466)	13	(548)		(1 001)
Charge d’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 ..							469						150		101		98	48		19	10		107		27	(268)	761	—	—
Charge d’amortissement ..........							(227)						(84)		(21)		(150)	(47)		(17)	(5)		(65)		(23)	(4)	(643)	13	(643)		(1 273)
Change et perte sur les
instruments financiers ...........							11						(5)		(2)		(2)	(10)		(3)	1		1		(3)	(18)	(30)	(2)	(5)		(37)
Recouvrement
d’impôt différé ......................							(27)						4		(4)		—	10		—	—		1		—	46	30	—	(3)		27
Divers .....................................							(76)						(6)		(2)		(33)	(12)		2	—		(48)		—	(46)	(221)	9	(61)		(273)
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 parts3 ...................							150						59		72		(87)	(11)		1	6		(4)		1	(290)	(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 du BAIIA ajusté, 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)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020.
3)	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 opérationnelles 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 2018 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations				Hydroélectricité		Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas	Selon			Accumulation				Amérique du	Amérique du
					équivalence	le contrôle	les IFRS1, 2		Énergie solaire		et divers	Siège social	Total	(EN MILLIONS)					Nord		Brésil	Colombie	Nord	Europe	Brésil									Asie
Produits .................................							893			244	216						219	73		42	12	146	85		—		1 930		(76)		1 943		3 797
Autres produits ......................							12			5	4						2	11		—	—	5	—		7		46		—		29		75
Coûts d’exploitation directs ...							(286)			(76)	(94)						(64)	(27)		(9)	(4)	(34)	(36)	(23)		(653)		27		(647)		(1 273)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .........................
							—			—	—						—	—		—	—	—	—		—		—		49		22		71
BAIIA ajusté .........................							619			173	126						157	57		33	8	117	49	(16)		1 323		—		1 347
Coûts de service de gestion ...							—			—	—						—	—		—	—	—	—	(84)		(84)		—		(10)		(94)
Charge d’intérêts ...................							(172)			(22)	(38)						(63)	(17)		(9)	(4)	(45)	(17)	(99)		(486)		14		(501)		(973)
Impôt exigible .......................							(4)			(9)	(2)						2	(2)		—	1	1	—		—		(13)		1		(20)		(32)
Distributions attribuables aux
éléments suivants : ..............
Capitaux propres des
commanditaires détenant des parts privilégiées ........................
							—			—	—						—	—		—	—	—	—	(38)		(38)		—		—		(38)
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)		(10)		(25)
Quote-part des fonds
provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle ...
							—			—	—						—	—		—	—	—	—		—		—		—		(806)		(806)
Fonds provenant des activités							443			142	86						96	38		24	5	73	32	(263)		676		—		—
Charge d’amortissement ........							(231)			(136)	(18)						(124)	(43)		(13)	(2)	(39)	(23)		(2)		(631)		13		(533)		(1 151)
Change et perte sur les
instruments financiers ..........							(1)			(1)	7						30	9		(10)	3	(15)	(2)		—		20		(1)		18		37
Charge d’impôt différé ..........							(1)			1	18						43	2		—	—	36	—		24		123		—		252		375
Divers ...................................							(21)			(3)	(6)						(30)	2		—	(2)	(16)	(9)	(23)		(108)		1		(99)		(206)
Quote-part des résultats
découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .........................
							—			—	—						—	—		—	—	—	—		—		—		(13)		(5)		(18)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle .....................
							—			—	—						—	—		—	—	—	—		—		—		—		367		367
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts3 .................							189			3	87						15	8		1	4	39	(2)	(264)	80	—	—	80
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 28 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, 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 439 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)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020.
3)	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 opérationnelles 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 2017 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations	Attribuables									Hydroélectricité				Énergie éolienne
					comptabilisées	aux
						selon la	participations
					méthode de la	ne donnant								Accumu-
						mise en	pas le	Selon							lation	Siège	Amérique	Amérique							Énergie
					équivalence	contrôle	les IFRS					1, 2		et divers	social	Total	(EN MILLIONS)							du Nord	Brésil					Colombie	du Nord			Europe											Brésil		solaire
Produits ...........................................................................................									945						243	191	161			46				26	8						59	—	1 679	(51 )	1 144	2 772
Autres produits ................................................................................									1				12	2	—			—				—	—							6	19	40	—	13						53
Coûts d’exploitation directs .............................................................									(281 )						(77 )	(94 )	(42 )			(20 )				(4 )	(2 )							(32 )	(25 )	(577 )	21	(467 )	(1 023					)
Quote-part du BAIIA ajusté découlant des participations
comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ...............................................................................
									—				—	—	—			—				—	—							—	—	—	30	5						35
BAIIA ajusté ...................................................................................									665						178	99	119			26				22	6						33	(6 )	1 142	—	695
Coûts de service de gestion ..............................................................									—				—	—	—			—				—	—							—	(82 )	(82 )	—	(4 )	(86 )
Charge d’intérêts .............................................................................									(180 )						(18 )	(42 )	(45 )			(10 )				(6 )	(3 )							(14 )	(89 )	(407 )	13	(291 )	(685					)
Impôt exigible .................................................................................									1						(12 )	(5 )	—															(1 )	—	(1 )							—	—	(18 )	1	(22 )	(39 )
Distributions attribuables aux éléments suivants : ............................
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées ................................................................................									—				—	—	—			—				—	—							—	(28 )	(28 )	—	—	(28 )
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 ....................................................................................
									—				—	—	—			—				—	—							—	—	—	(14 )	2	(12 )
Quote-part des fonds provenant des activités découlant des
participations ne donnant pas le contrôle ........................................									—				—	—	—			—				—	—							—	—	—	—	(380 )	(380					)
Fonds provenant des activités ..........................................................									486						148	52	74			15				16	2						19	(231 )	581	—	—
Charge d’amortissement ..................................................................									(220 )	(142 )	(26 )	(90 )		(25 )						(7 )	(4 )					(25 )	—	(539 )	12	(321 )	(848 )
Change et perte sur les instruments financiers ..................................									(12 )				(3 )	(3 )			1	(14 )				—	(1 )							—	(15 )	(47 )	—	(54 )	(101 )
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...........................................									(67 )				2	(10 )	28															5	—	1						—	16	(25 )	—	(5 )	(30 )
Divers ..............................................................................................									(17 )				(8 )	6	(4 )															4	2	(3 )							—	(6 )	(26 )	—	6	(20 )
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en équivalence ...................................									—				—	—	—			—				—	—							—	—	—	(12 )	—	(12 )
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas
le contrôle ......................................................................................									—				—	—	—			—				—	—							—	—	—	—	374	374
Résultat net attribuable aux porteurs de parts																		3 ..................................	170			(3 )	19			9	(15 )						11	(5 )							(6 )	(236 )	(56 )	—	—	(56 )
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 11 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, 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 6 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)	Tel qu’ajusté pour tenir compte des états financiers historiques de TerraForm Power, Inc., société acquise le 31 juillet 2020.
3)	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 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des

					participations	Attribuables
								Hydroélectricité	Énergie éolienne
					comptabilisées	aux
						selon la	participations
					méthode de la	ne donnant							Accumu-
						mise en	pas le			Selon		Énergie		lation et			Amérique	Amérique
					équivalence	contrôle	les IFRS					solaire	divers	Siège social	Total	(EN MILLIONS)															du Nord								Brésil		Colombie		du Nord		Europe		Brésil								Asie
Au 31 décembre 2019 :
Trésorerie et équivalents
de trésorerie .................								10 $						7 $	10 $								18 $	21 $	2 $							5 $	63 $	6 $		1 $					143 $		(19) $		228 $						352 $
Immobilisations
corporelles ...................											11 488	1 938								1 773		2 458		628		368									187		2 018			732		—	21 590		(1 142)		20 607	41 055
Total de l’actif ................											12 218	2 126								2 027		2 705		692		391									233		2 266			780		103	23 541		(520)		23 175	46 196
Total des emprunts .........											3 070								208		449		1 221		326		71									124		1 470			235	2 107	9 281		(431)		8 450	17 300
Autres passifs .................											2 877								148		499										597		100	10										28		335		31		248	4 873	(483)	4 026	8 416
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2019 :
Nouvelles
immobilisations corporelles ................
								77					32		7									112		9				3							—		—		21		3						264		(19)	252				497
Au 31 décembre 2018 :
Trésorerie et équivalents
de trésorerie .................								6 $						37 $			7 $										30 $	29 $	5 $						2 $	41 $		9 $		3 $					169 $		(7) $		260 $				422 $
Immobilisations
corporelles ...................											11 497	1 907								1 609	2 402		815		348									36		1 347			686		(9)	20 638		(681)		18 220	38 177
Total de l’actif ................											12 125	2 105								1 868	2 562		929		379									56		1 642			746		161	22 573		(286)		21 221	43 508
Total des emprunts .........											2 995								198		419	1 210		463		75									31		1 021			249	2 328	8 989		(223)		7 780	16 546
Autres passifs .................											2 764								150		434										558		124			7								3		271		31		211	4 553	(1 811)	21 364	24 106
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2018 :
Nouvelles
immobilisations corporelles ................
								96					30		7									11		10		—									—		9		3		6						172		(16)	171				327
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Informations géographiques
Le tableau suivant présente les produits consolidés par région géographique pour les exercices clos les 31 décembre :
				2019		2018		2017
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité .............................................................................................

Amérique du Nord ...........................................................................................				1 123 $		1 152 $	1 149 $
Brésil ...............................................................................................................				259		285	287

Colombie .........................................................................................................				979		896	797

				2 361		2 333		2 233

Énergie éolienne .............................................................................................

Amérique du Nord ...........................................................................................				474		478	282

Europe .............................................................................................................				273		206	111

Brésil ...............................................................................................................				110		142	60

Asie .................................................................................................................				71	38	—

				928		864		453
Énergie solaire ...............................................................................................				646		572	58

Accumulation et divers ..................................................................................				36	28	28

Total ................................................................................................................				3 971 $		3 797 $	2 772 $
Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence par région géographique :
				31 décembre 2019	31 décembre 2018
(EN MILLIONS)
États-Unis .................................................................................................					21 166 $	19 785 $
Colombie ..................................................................................................					7 353		6 665
Canada .....................................................................................................					4 680		4 434
Brésil .......................................................................................................					3 621		3 542
Europe .....................................................................................................					4 312		4 093
Asie .........................................................................................................					860		342
					41 992 $	38 861 $

8. AUTRES PRODUITS
Les autres produits d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
								2019		2018	2017
(EN MILLIONS)
Intérêts et autre revenu de placement ...............................................................				32 $	22 $	32 $
Profit sur la prestation de services réglementaires ............................................				14		—		—
Profit sur les placements disponibles à la vente ................................................				—		—		15
Divers ...............................................................................................................				59		53		6
								105 $	75 $	53 $


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9. COÛTS D’EXPLOITATION DIRECTS
Les coûts d’exploitation directs d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
				Note	2019	2018		2017
(EN MILLIONS)
Activités, entretien et administration ...................................................								(741) $	(792) $	(605) $
Redevances sur l’eau, impôt foncier et autres .....................................								(186)	(163)		(166)
Achat de combustible et d’électricité1 .................................................								(316)	(294)		(228)
Frais de commercialisation de l’énergie ..............................................				30	(20)	(24)		(24)
								(1 263) $	(1 273) $	(1 023) $
1)	L’achat de combustible et d’électricité est principalement attribuable à notre portefeuille en Colombie.
10. DIVERS
Le poste Divers d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre se composait de ce qui suit :
								2019	2018		2017
(EN MILLIONS)
Coûts de transaction .........................................................................................					(5) $	(17) $	(7) $
Variation de la juste valeur des immobilisations corporelles ............................					(65)	(64)		(32)
Perte sur l’extinction de la dette .......................................................................					(35)	(27)		(1)
Amortissement des actifs liés à la concession de services ................................					(20)	(9)		(2)
Divers ...............................................................................................................					(151)	(89)		9
								(276) $	(206) $	(33) $
11. 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 :
				Notes	2019	2018		2017
(EN MILLIONS)
Écart de conversion sur ce qui suit :
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..................................... 13					49 $	(1 592) $	520 $

Emprunts ........................................................................................... 15					(133)	607		(288)
Passifs et actifs d’impôt différé .......................................................... 12					(32)	180		(88)
Autres actifs et passifs .......................................................................								25	(39)		52
								(91) $	(844) $	196 $
12. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT
Les principales composantes (de la charge) du recouvrement d’impôt pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
								2019	2018		2017
(EN MILLIONS)
(Charge) recouvrement d’impôt applicable à l’élément suivant :
Impôt exigible
Attribuable à la période considérée .................................................								(70) $	(32) $	(39) $
Impôt différé
Impôts sur le résultat – création et reprise des différences
								temporaires ................................................................................				78	50	37
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de
								nouvelles lois fiscales ................................................................				1	95	(34)
Lié à des différences temporaires non comptabilisées et à des
								pertes fiscales ............................................................................				(52)	230	(33)
								27	375		(30)
Total (de la charge) du recouvrement d’impôt ...................................								(43) $	343 $	(69) $

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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 :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Impôt différé attribuable aux éléments suivants :
Instruments financiers désignés comme couvertures de flux de trésorerie ......				4 $	(4) $	— $
Divers ....................................................................................................				5				(20)		11
Écart de réévaluation

Création et reprise des différences temporaires ...........................................				(432)				(1 291)		(249)
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de nouvelles lois
								fiscales ..............................................................................................	(59)		54	586
							(482) $	(1 261) $	348 $

(La charge) le recouvrement d’impôt au taux effectif d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre est différent(e) de la charge au taux prévu par la loi en raison des différences suivantes :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Charge d’impôt au taux prévu par la loi1 ............................................................				(34) $	(69) $	(25) $
Diminution (augmentation) découlant des éléments suivants :
Augmentation des actifs d’impôt non comptabilisés........................................				(52)				230		(33)
Écart entre le taux d’imposition prévu par la loi et le taux d’imposition
futur ............................................................................................................				1		95		(30)
Résultat des filiales imposé à différents taux ...................................................				38				87		20
Divers ..............................................................................................................				4				—		(1)
(Charge) recouvrement d’impôt au taux effectif .................................................				(43) $	343 $	(69) $
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.
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019, le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à 35,0 % ((142,9) % en 2018 et 94,5 % en 2017). 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 et du bénéfice non imposable des participations ne donnant pas le contrôle.
Le tableau suivant présente la date d’expiration, s’il y a lieu, des actifs d’impôt différé non comptabilisés aux 31 décembre :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
2020 à 2023 ..............................................................................................				3 $	— $	— $
2024 et par la suite .....................................................................................				431		200		364
							434 $	200 $	364 $


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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 2017 ....................................................................................				499 $		(4 151) $	(3 652) $
Comptabilisés en résultat net ......................................................................				(66)		38		(28)
Comptabilisés dans les capitaux propres ......................................................				13		345		358
Regroupements d’entreprises ......................................................................				162		(182)		(20)
Écart de conversion ...................................................................................				14		(102)		(88)
Au 31 décembre 2017 ................................................................................				622		(4 052)		(3 430)
Comptabilisés en résultat net ......................................................................				232		143		375
Comptabilisés dans les capitaux propres ......................................................				1		(1 252)		(1 251)
Regroupements d’entreprises ......................................................................				—		(99)		(99)
Écart de conversion ...................................................................................				(20)		200		180
Au 31 décembre 2018 ................................................................................				835		(5 060)		(4 225)
Comptabilisés en résultat net ......................................................................				23		4		27
Comptabilisés dans les capitaux propres ......................................................				11		(491)		(480)
Regroupements d’entreprises ......................................................................				7		14		21
Écart de conversion ...................................................................................				9		(41)		(32)
Au 31 décembre 2019 ................................................................................				885 $		(5 574) $	(4 689) $
Les passifs d’impôt différé comprennent des passifs de 4 293 millions $ (3 864 millions $ en 2018 et 2 623 millions $ en 2017) découlant de réévaluations d’immobilisations corporelles comptabilisées dans les capitaux propres.
La différence temporaire imposable attribuable à la participation d’Énergie Brookfield dans ses filiales, succursales, entreprises associées et coentreprises dont les passifs d’impôt différé n’ont pas été comptabilisés s’élève à 3 633 millions $ (3 434 millions $ en 2018 et 1 558 millions $ en 2017).

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13. IMMOBILISATIONS CORPORELLES À LA JUSTE VALEUR
Le tableau suivant présente le rapprochement des immobilisations corporelles à la juste valeur :
								Accumula-
	Hydro-					Énergie	Énergie	tion et
					Notes	électricité					éolienne	solaire	divers1	Total2
(EN MILLIONS)
Au 31 décembre 2017 ...............................		22 386 $					7 153 $	2 851 $	318 $	32 708 $
Ajouts .......................................................				212		79		31		6		328
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises .........................................					3				—		1 228		1 716		—	2 944
Transferts vers les actifs détenus en vue
de la vente .............................................					5				—		(58)		(674)		—	(732)
Éléments comptabilisés par le biais des
autres éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur .....................				3 774		1 165		779		4		5 722
Écart de conversion ................................		(1 137)					(294)		(120)		(41)		(1 592)
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :
Variation de la juste valeur .....................				(33)		(41)		31		(7)		(50)
Charge d’amortissement ........................				(536)		(436)		(157)		(22)		(1 151)
Au 31 décembre 2018 ...............................		24 666					8 796		4 457		258		38 177
Adoption d’IFRS 163 ................................					79		224		100		4		407
Ajouts .......................................................				172		26		262		4		464
Cessions ....................................................					4				—		(440)		—		—	(440)
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises .........................................					3				—		550		753		—	1 303
Éléments comptabilisés par le biais des
autres éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur .....................				1 537		649		230		(3)		2 413
Écart de conversion ...............................				98		(33)		(8)		(8)		49
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :
Variation de la juste valeur .....................				(17)		(11)		(18)		(1)		(47)
Charge d’amortissement ........................				(520)		(461)		(271)		(19)		(1 271)
Au 31 décembre 20194 .............................		26 015 $					9 300 $	5 505 $	235 $	41 055 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
2)	Comprend des actifs en construction de 340 millions $ (390 millions $ en 2018).
3)	Le 1er janvier 2019, Énergie Brookfield a adopté IFRS 16. Se reporter à la note 1 e), « Mode de présentation et principales méthodes comptables », pour de plus amples renseignements sur l’incidence de l’adoption de cette nouvelle norme comptable.
4)	Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation non assujettis à la réévaluation de 71 millions $ de notre secteur hydroélectrique, de 208 millions $ de notre secteur énergie éolienne, de 131 millions $ de notre secteur énergie solaire et de 3 millions $ de notre secteur accumulation et divers.
La juste valeur des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est calculée comme il est décrit à la note 1 j), « Immobilisations corporelles et modèle de réévaluation » et à la note 1 s) i), « Estimations critiques – Immobilisations corporelles ». La détermination des hypothèses et estimations appropriées qui permettent à Énergie Brookfield d’évaluer ses immobilisations corporelles est question de jugement. Se reporter à la note 1 t) 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.

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Au début de mai 2020, Énergie Brookfield a exercé l’option de rachat du contrat de location de sa centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance de 192 MW, en contrepartie d’un montant total de 560 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 420 millions $). La transaction a été conclue en novembre 2020.
Les taux d’actualisation, les taux de capitalisation finaux et les dates de sortie utilisés dans l’application de la méthode d’évaluation sont présentés dans le tableau ci-après :
				Amérique du Nord				Colombie		Brésil		Europe
				2019					2018								2019 2018 2019 2018	2019		2018
Taux d’actualisation1 .
Visés par contrat ...... 4,6 %-4,9 %								4,8 %-5,6 %	9,0 % 9,6 % 8,2 % 9,0 % 3,5 %-4,0 % 4,0 %-4,3 %
Non visés par contrat ............... 6,1 %-6,4 %
								6,4 %-7,2 % 10,3 % 10,9 % 9,5 % 10,3 % 4,0 %-5,3 % 5,8 %-6,1 %
Taux de
capitalisation final2 . 6,1 %-6,4 %								6,1 %-7,1 %	9,8 % 10,4 %				s. o.					s. o.	s. o.	s. o.
Date de sortie .............				2040	2039									2039 2038 2047 2047	2035	2033
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.
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.
						2019
	Amérique
	du Nord Colombie					Brésil				Europe	Total
(EN MILLIONS)
Augmentation de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................	(1 030) $				(190) $		(90) $	(60) $	(1 370) $
Diminution de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................	1 060				250		70		60	1 440
Augmentation de 5 % des prix futurs de
l’énergie ............................................................	920				400		80		10	1 410
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ...	(920)				(400)		(80)		(10)	(1 410)
Augmentation de 25 points de base du taux de
capitalisation final1 ...........................................	(210)				(40)		—		—	(250)
Diminution de 25 points de base du taux de
capitalisation final1 ...........................................	220				40		—		—	260

						2018
	Amérique
	du Nord Colombie					Brésil				Europe	Total
(EN MILLIONS)
Augmentation de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................	(930) $				(180) $		(80) $	(20) $	(1 210) $
Diminution de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................	990				190		80		20	1 280
Augmentation de 5 % des prix futurs de
l’énergie ............................................................	940				440		100		20	1 500
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ..	(940)				(440)						(100)		(20)		(1 500)
Augmentation de 25 points de base du taux de
capitalisation final1 ...........................................	(210)				(30)		—		—	(240)
Diminution de 25 points de base du taux de
capitalisation final1 ...........................................	230				30		—		—	260
1)	Le taux de capitalisation final aux États-Unis, au Canada et en Colombie ne s’applique qu’aux actifs hydroélectriques.

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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 de la durée du renouvellement 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 2019, compte tenu du renouvellement de 30 ans non récurrent pour les actifs hydroélectriques touchés, était de 32 ans (33 ans en 2018). 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 2019 :
				Amérique
					du Nord	Colombie	Brésil	Europe
1 à 10 ans ...........................................................................					61 %	25 %	68 %	91 %
11 à 20 ans ..........................................................................					31 %			0 %	33 %	44 %
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 à 10 ans ...........................................................................					88 $ 217 000 COP		295 R$	147 €
11 à 20 ans ..........................................................................					80 272 000				407		226
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 à 10 ans ...........................................................................					64 $ 257 000 COP		273 R$	75 €
11 à 20 ans ..........................................................................					116 358 000				411		84
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 2023 à 2035. Une variation d’une autre année ferait augmenter ou diminuer la juste valeur des immobilisations corporelles d’environ 210 millions $ (150 millions $ en 2018).
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 :
							2019	2018
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité ..........................................................................................................................							11 816 $	11 888 $
Énergie éolienne .........................................................................................................................							6 863		6 989
Énergie solaire ............................................................................................................................							4 761		4 025
Divers1 ........................................................................................................................................							234		246
									23 674 $	23 148 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.

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14. IMMOBILISATIONS INCORPORELLES
Le tableau ci-dessous présente un rapprochement des immobilisations incorporelles :
		Note	Total
(MILLIONS)
Solde au 31 décembre 2017 ......................................................................................................................................................						13 $
Acquisitions par voie de regroupements d’entreprises .....................................................................................................................................................		3		257
		.........	Charge d’amortissement1 .....................................................................................................................................................		(9)

Solde au 31 décembre 2018 ......................................................................................................................................................						261
Charge d’amortissement1 .....................................................................................................................................................				(20)
Solde au 31 décembre 2019 ......................................................................................................................................................						241 $
1)	Compris au poste Divers des comptes consolidés de résultats.
Les immobilisations incorporelles concernent certaines centrales de production d’énergie exploitées dans le cadre d’accords de concession de services en Amérique latine. Nous tirons principalement profit d’un accord de concession proposé par le gouvernement et d’une CAÉ à long terme avec UTE - Administracion Nacional de Usinas y Transmisiones Electricas, société d’Étatde 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 2031 et 2038. Les autres immobilisations incorporelles sont amorties selon la méthode linéaire sur 17 à 20 ans.
Aux termes de ces arrangements, Énergie Brookfield a comptabilisé un produit de 36 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 (23 millions $ en 2018 et 7 millions $ en 2017).
15. EMPRUNTS
Emprunts de la société mère
Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux 31 décembre :
					31 décembre 2019		31 décembre 2018
								Taux		Taux
								d’intérêt	d’intérêt
								moyen	Durée				Juste	moyen	Durée	Juste
								pondéré	(en	Valeur								valeur	pondéré	(en	Valeur	valeur
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)								(%)	années)	comptable			estimée						(%)	années)	comptable	estimée
Facilités de crédit ..........								2,9	5	299 $								299 $	3,3	4	721 $	721 $
Billets à moyen terme
Série 4 (150 $ CA) .....								5,8	17	115 $								142 $	5,8	18	110 $	124 $
Série 7 (450 $ CA) .....								—	—			—					—	5,1	2	330		342
Série 8 (400 $ CA) .....								4,8	2	308								324	4,8	3	293		309
Série 9 (400 $ CA) .....								3,8	5	308								322	3,8	6	293		288
Série 10 (500 $ CA) ...								3,6	7	384								400	3,6	8	367		357
Série 11 (300 $ CA) ...								4,3	9	231								248	4,3	10	220		220
Série 12 (300 $ CA) ...								3,4	10	231								232	—	—	—		—
Série 13 (300 $ CA) ...								4,3	30	231								237	—	—	—		—
								4,1	10	1 808 $			1 905 $						4,4	7	1 613 $	1 640 $
Total des emprunts de la société mère .................	2 107			2 204 $					2 334			2 361 $
Déduire : coûts de financement non amortis1 .... ..........................................................................
				(7)					(6)
											2 100 $								2 328 $
1)	Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.

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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 :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Emprunts de la société mère
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice ....................................................		(6) $	(5) $
Autres coûts de financement .............................................................................................		(2)	(2)
Amortissement des coûts de financement ...........................................................................		1	1
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice ......................................................		(7) $	(6) $
Facilités de crédit
Le 12 juin 2019, Énergie Brookfield a prolongé d’un an, soit jusqu’au 30 juin 2024, les facilités de crédit de la société mère d’un montant en capital totalisant 1,7 milliard $. Ces facilités de crédit sont destinées aux fins générales du fonds de roulement et aux fins d’émission de lettres de crédit. Les facilités de crédit portent intérêt au taux de base applicable, majoré de la marge applicable, qui est établie selon la note attribuée aux titres d’emprunt à long terme de premier rang non garantis d’Énergie Brookfield. À l’heure actuelle, elle est de 1,20 % au 31 décembre 2019.
En juin 2019, Énergie Brookfield a augmenté sa facilité de lettres de crédit de 100 millions $, pour la porter à 400 millions $.
En décembre 2019, Énergie Brookfield et Brookfield ont convenu de modifier la facilité de crédit d’un montant en capital de 400 millions $ fournie par Brookfield en prolongeant l’échéance de un an, jusqu’au 31 décembre 2020. Le taux d’intérêt correspond au TIOL, majoré jusqu’à 2 %. Au 31 décembre 2019, aucun montant n’avait été emprunté sur la facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté confirmée consentie par Brookfield. Au cours de l’exercice, Brookfield a également placé jusqu’à 600 millions $ en dépôt auprès d’Énergie Brookfield. Les fonds en dépôt ont depuis été remboursés en totalité avant le 31 décembre 2019, y compris les intérêts courus. 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 2019 a totalisé 6 millions $ (8 millions $ en 2018).
En décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu une facilité de crédit de la société mère renouvelable et bilatérale liée au développement durable d’un montant de 50 millions $ qui vient à échéance le 30 juin 2024. Une réduction de marge amenuisera le coût de cette facilité de crédit à mesure que la compensation des émissions de carbone d’Énergie Brookfield augmentera grce à la croissance de son portefeuille d’énergies renouvelables.
Pour répondre aux fins générales d’Énergie Brookfield, la société 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.
Le tableau qui suit résume la portion non utilisée des facilités de crédit de la société mère aux 31 décembre :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Facilités de crédit autorisées de la société mère1 .....................................................................					2 150 $	2 100 $
Emprunts effectués aux termes des facilités de crédit de la société mère1 ...................................					(299)		(721)
Facilité de lettres de crédit autorisée...............................................................................................		400		300
Lettres de crédit émises ........................................................................................................					(266)		(209)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ...................................................					1 985 $		1 470 $
1)	Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.

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Billets à moyen terme
Les emprunts de la société mère sont des obligations contractées par une filiale de financement d’Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Partners ULC (« Finco ») (se reporter à la note 33, « 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.
Le 13 septembre 2019, Énergie Brookfield a réalisé l’émission de billets à moyen terme de série 12 d’un montant en capital de 300 millions $ CA (227 millions $) et de billets à moyen terme de série 13 d’un montant en capital de 300 millions $ CA (227 millions $). Ces billets sont assortis de taux d’intérêt fixes de respectivement 3,4 % et 4,3 % et viennent à échéance le 15 janvier 2030 et le 15 novembre 2049. Les deux séries sont des obligations vertes à l’échelle de la société mère.
En octobre 2019, Énergie Brookfield a remboursé les billets à moyen terme de série 7 d’un montant en capital de 450 millions $ CA (341 millions $) avant leur date d’échéance.
En décembre 2019, Énergie Brookfield a établi un programme de papier commercial américain d’un montant en capital de 500 millions $ US.
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 de 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, majoré d’une marge. Les emprunts sans recours en Colombie sont composés de taux fixes et de taux variables indexés à l’Indicador Bancario de Referencia (« IBR »), soit le taux d’intérêt à court terme de Banco Central de Colombia, et à 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 au 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 »).
Il est actuellement prévu que le taux Secured Overnight Financing Rate (« SOFR ») remplacera le TIOL en dollars américains, que le taux Sterling Overnight Index Average (« SONIA ») remplacera le TIOL en livres sterling et que le taux en euro à court terme (« €STR ») remplacera l’EURIBOR. Il est prévu que ces changements entrent en vigueur d’ici le 31 décembre 2021. Au 31 décembre 2019, ces réformes n’avaient eu aucune incidence sur les emprunts assortis de taux d’intérêt variables d’Énergie Brookfield.

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Le tableau suivant présente les composantes des emprunts sans recours aux 31 décembre :
					31 décembre 2019	31 décembre 2018
							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 CONTRAIRE)							(%)	années)	comptable			estimée							(%)	années)					comptable	estimée
Emprunts sans recours1
Hydroélectricité2 ............							5,9	10	6 616 $			7 106 $							6,1	9	6 318 $	6 517 $
Énergie éolienne ............							4,4	10	4 351			4 523							4,6	9	4 432	4 457
Énergie solaire ...............							4,7	10	4 166			4 333							5,2	11	3 424	3 419
Accumulation et divers ..							3,9	4			94						98	4,1	5	92		96
Total .................................							5,1	10	15 227 16 060 $										5,4	10 14 266 14 489 $
Ajouter : primes non amorties3 ..........................				92		1							54
Déduire : coûts de financement non amortis3 ....	(119)											(102)
Déduire : tranche courante ................................	(1 133)											(1 189)
										14 067 $												13 029 $
1)	Comprennent un montant de 142 millions $ (6 millions $ en 2018) emprunté aux termes d’une facilité de crédit-relais d’un fonds privé soutenu par Brookfield.
2)	Comprend une obligation locative de 330 millions $ liée à une centrale hydroélectrique comptabilisée à la juste valeur dans les immobilisations corporelles et assujettie à la réévaluation.
3)	Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
Les remboursements futurs des emprunts sans recours d’Énergie Brookfield, pour chacun des cinq prochains exercices et par la suite sont comme suit :
					2020	2021				2022							2023						2024				Par la suite	Total
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Hydroélectricité ......................					402 $		123 $			583 $		924 $	399 $						4 185 $	6 616 $
												Énergie éolienne .....................					265	255			447		468	248
											2 668	4 351
Énergie solaire ........................					465	614				137			449		148					2 353	4 166
Accumulation et divers ...........					1	80				1			1		1						10		94
												1 133 $	1 072 $			1 168 $		1 842 $	796 $	9 216 $ 15 227 $
Le tableau suivant présente la variation des coûts de financement non amortis des emprunts sans recours pour les exercices clos les 31 décembre :
											2019	2018
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice .................................................											(102) $	(97) $
Autres coûts de financement ..........................................................................................											(43)		(29)
Amortissement des coûts de financement ........................................................................											12		19
Écart de conversion et autres .........................................................................................											14		5
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice ...................................................											(119) $	(102) $
Le 25 février 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement sans recours de 70 millions $ CA (53 millions $) visant une centrale hydroélectrique en Ontario d’une puissance de 20 MW. L’emprunt porte intérêt à un taux de 4,1 % et vient à échéance en 2045.
Le 30 avril 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 204 millions $ visant les centrales d’énergie éolienne en Uruguay, soit un financement additionnel de 58 millions $. L’emprunt a été prélevé en trois tranches. Une tranche d’environ 46 % de l’encours du capital porte intérêt à un taux fixe de 2,6 %, et l’autre tranche porte intérêt au taux de base applicable, majoré de la marge applicable s’échelonnant de 1,94 % à 2,94 %.
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	et notes connexes		Page 60


Le 29 mai 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement de 104 millions $ visant les centrales d’énergie solaire aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré de la marge s’échelonnant de 2 % à 2,4 %, et vient à échéance en mai 2034.
Le 6 juin 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement par obligations visant les activités en Colombie. Le financement consistait en obligations non garanties de premier rang d’un capital de 1,1 billion COP (333 millions $) dont les échéances sont de 4, 8, 15 et 30 ans et portent intérêt à respectivement un taux de 6,1 %, un taux de 7,0 %, un taux fondé sur l’IPC majoré de 3,7 % et un taux fondé sur l’IPC majoré de 4,0 %.
Le 14 juin 2019, Énergie Brookfield a conclu le refinancement d’un emprunt s’élevant à 325 millions € (365 millions $) visant les activités en Europe. L’emprunt amortissable, y compris les swaps connexes, porte intérêt à 3,2 % et vient à échéance en décembre 2032.
Le 21 juin 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 155 millions $, y compris un emprunt additionnel de 30 millions $, visant un portefeuille hydroélectrique aux États-Unis. La tranche de l’emprunt additionnel porte intérêt à un taux fixe de 3,4 % et vient à échéance en janvier 2022.
Le 15 août 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 45 millions $ visant les centrales hydroélectriques aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge de 2,8 % et vient à échéance en septembre 2022.
Le 30 août 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement de 131 millions $ visant les centrales d’énergie éolienne aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt à un taux de base applicable, majoré d’une marge de 3,2 %, et vient à échéance en juillet 2032.
Le 25 septembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement de 475 millions $ visant les centrales d’énergie solaire aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt à un taux de base applicable, majoré d’une marge s’échelonnant de 1 % à 1,75 %, et vient à échéance en septembre 2020.
Le 8 octobre 2019, Énergie Brookfield a augmenté sa facilité de crédit renouvelable et sa facilité de lettres de crédit visant les activités aux États-Unis pour les porter à respectivement 800 millions $ et 300 millions $. Les deux facilités viennent à échéance en octobre 2024 et la facilité de crédit porte intérêt aux taux de base applicable, majoré d’une marge de 2,25 %. Au 31 décembre 2019, aucun montant n’avait été emprunté sur les facilités.
Le 8 octobre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 168 millions $ visant un portefeuille éolien en Chine. La tranche du financement additionnel de l’emprunt porte intérêt à 110 % du taux de base applicable et vient à échéance en 2031.
Le 16 octobre 2019, Énergie Brookfield a réalisé une émission de billets d’un montant en capital de 700 millions $ visant les activités aux États-Unis. Les billets de premier rang portent intérêt à un taux fixe de 4,75 % et viennent à échéance en janvier 2030.
En octobre 2019, Énergie Brookfield a remboursé des billets d’un montant en capital de 300 millions $ avant leur échéance en 2025, ainsi qu’un montant de 350 millions $ sur un emprunt à terme avant son échéance.
Au cours du quatrième trimestre de 2019, la société a réalisé des financements d’un montant total de 600 milliards COP (182 millions $) visant les activités en Colombie. Les emprunts portent intérêt aux taux de base applicables, majorés d’une marge entre 4,1 % et 4,23 % et viennent à échéance entre 2026 et 2031.
Le 13 novembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement s’élevant à 17 millions $ visant un portefeuille hydroélectrique aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge de 3,3 % et vient à échéance le 17 septembre 2022.
Le 25 novembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement de 172 millions $ visant un portefeuille d’énergie éolienne aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge de 3,55 % et vient à échéance en mai 2039.
Le 10 décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement de 235,8 millions € (264 millions $) visant un portefeuille d’énergie éolienne en Espagne. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge s’échelonnant de 1,65 % à 2,05 %, et vient à échéance en décembre 2033.

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Le 27 décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 213,6 millions € (240 millions $) visant un portefeuille d’énergie solaire en Espagne, soit un financement additionnel d’environ 42,0 millions € (47 millions $). L’emprunt est composé de deux tranches venant à échéance en juin 2035 et en décembre 2033 et porte intérêt respectivement à un taux de 2,55 % et à un taux égal au taux Euribor, majoré d’une marge s’échelonnant de 1,9 % à 2,5 %.
En décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement sans recours de 187 millions R$ (47 millions $) visant une centrale hydroélectrique d’une puissance de 30 MW en cours de construction au Brésil. Au 31 décembre 2019, un montant de 63 millions R$ (15 millions $) a été prélevé. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge de 3,8 % et vient à échéance en 2038.
En décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement sans recours de 450 millions R$ (110 millions $) visant un portefeuille d’actifs au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge de 1,4 %, et vient à échéance en décembre 2027.
Le 2 décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement s’élevant à 628 millions $ CA (472 millions $), y compris un financement additionnel de 153 millions $ CA (115 millions $), visant un portefeuille hydroélectrique au Canada. Au 31 décembre 2019, un montant de 228 millions $ avait été prélevé et la tranche restante de 244 millions $ sera prélevée en novembre 2020. Le montant prélevé porte intérêt à un taux fixe de 3,5 % et vient à échéance en 2029.
Le 23 décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu une facilité de crédit renouvelable de 150 millions $ visant les activités aux États-Unis. La facilité de crédit vient à échéance en juin 2023 et porte intérêt au taux de base applicable, majoré de la marge applicable, qui était de 1,2 % au 31 décembre 2019.
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					Transfert vers
					activités de		les actifs
					financement,	détenus en vue
				1er janvier	montant net	Acquisitions				de la vente	Divers1	31 décembre
(EN MILLIONS)
2019
Emprunts de la société
mère .............................				2 328 $	(314)			—			—	86	2 100 $
Emprunts sans recours ....				14 218 $	823			319	(196)	36	15 200 $
2018
Emprunts de la société
mère .............................				2 350 $	115			—			—	(137)	2 328 $
Emprunts sans recours ....				13 088 $	(103)			1 984	(360)	(391)	14 218 $
1)	Comprend le change et l’amortissement de la prime et des coûts de financement non amortis.

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16. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE
Les participations ne donnant pas le contrôle d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux 31 décembre :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation ............................................................................................................................					11 086 $	10 289 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield .......		68		67
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ..................................					3 317		3 266
Actions privilégiées ............................................................................................................					597		568
							15 068 $	14 190 $
Le 24 février 2019, Énergie Brookfield a conclu la vente à un consortium d’acheteurs d’une participation indirecte additionnelle de 25 % ne donnant pas le contrôle dans un portefeuille regroupant certains actifs hydroélectriques au Canada, au même prix que celui de la vente de la première participation ne donnant pas le contrôle de 25 % présenté à la note 31 des états financiers consolidés annuels de 2018, sous réserve d’un ajustement pour tenir compte de la recapitalisation des dividendes réalisée au quatrième trimestre de 2018. Une contrepartie en trésorerie de 331 millions $ CA a été reçue le 28 février 2019 de la part des actionnaires ne détenant pas le contrôle. À la conclusion de la vente, Énergie Brookfield a comptabilisé un profit de 4 millions $ directement dans les capitaux propres. Après la conclusion de la vente, Énergie Brookfield a continué de contrôler et d’exploiter les actifs et conserve une participation financière de 50 % dans ce portefeuille.

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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									Portefeuille			Investisseurs		contrôle dans		TerraForm
				Infra-		Infra-		Infra-	Infra-						hydro-		The	institution-		Isagen –			Power –
				structure		structure		structure	structure									électrique au	Catalyst			nels	actionnaires		actionnaires
				Fund		Fund II			Fund IV																	Divers									Total
(EN MILLIONS)								Fund III	Canada	Group		d’Isagen		publics			publics
Au 31 décembre 2016 .......................				963 $		1 654 $		1 085 $	— $							— $	127 $		1 675 $		14 $	— $	71 $								5 589 $
Résultat net .......................................					(29)	(13)		13				—							—		12			47		—		(29)		5									6
Autres éléments du résultat global .....					(76)	269		111				—							—		2			78		(1)	—		—								383
Apports en capital .............................					—	89		685				—							—		—		19		—	—		—								793
Acquisition ........................................					—	—		525				—							—		—		—		—		692		137									1 354
Distributions......................................					(8)	(317)		(88)	—							—		(7)		(115)		—	—		(8)								(543)
Acquisition des actions d’Isagen .......					—	—		(1)	—							—		—		(5)		5	—		—								(1)
Divers ...............................................					—	—	2				—							—		—		2		(9)	2		—								(3)
Au 31 décembre 2017 .......................				850		1 682		2 332				—							—		134			1 701		9		665		205									7 578
Résultat net .......................................					1		9		164				—							4		14			174		1	59		13									439
Autres éléments du résultat global .....					66		298		1 107				—							(11)	(18)		504		5		294		58									2 303
Apports en capital .............................					—	9		235				—							293		—		—		—	—		—								537
Acquisition ........................................					—	—		—	—							—		—		—		—	—		21									21
Distributions......................................					(17)	(81)		(324)	—							—		(6)		(167)		—		(55)		(14)								(664)
Divers ...............................................					—	12		(18)	—							(10)	—		—		—	39		52									75
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)
Distributions......................................					(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 $
Participations détenues par des tiers ..				75 %-80 %		43 %-60 %		23 %-71 %	72 %-73 %										50 %	25 %			53 %			0,4 %	39 %	20 %-50 %
											%
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Le 11 juin 2018, une filiale de Brookfield a acquis 60 975 609 actions ordinaires de TerraForm Power au prix de 10,66 $ l’action dans le cadre d’un placement privé (le « placement privé de 2018 »). Immédiatement après la clôture du placement privé de 2018, Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient une participation d’environ 65 % dans TerraForm Power. La participation financière restante d’environ 35 % était détenue par les actionnaires publics de TerraForm Power.
Le 3 août 2018, TerraForm Power a émis 80 084 actions ordinaires à l’intention d’une société affiliée contrôlée de Brookfield et actionnaire de TerraForm Power relativement aux pertes nettes subies dans le cadre du règlement définitif d’un recours collectif conformément aux lois fédérales. Immédiatement après la clôture de l’émission, Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient une participation d’environ 65 % dans TerraForm Power. La participation financière restante d’environ 35 % était détenue par les actionnaires publics de TerraForm Power.
Le 8 octobre 2019, une société affiliée de Brookfield a acquis 2 981 514 actions ordinaires de TerraForm Power au prix de 16,77 $ l’action dans le cadre d’un placement privé (le « placement privé de 2019 »). Le placement privé de 2019 a été réalisé parallèlement au placement de 250 millions $ par voie d’appel public à l’épargne de TerraForm Power. À la clôture de l’appel public à l’épargne et du placement privé de 2019, Brookfield et ses partenaires institutionnels détenaient, en date du 31 décembre 2019, une participation d’environ 61,5 % dans TerraForm Power. La participation financière restante d’environ 38,5 % était détenue par les actionnaires publics de TerraForm Power.

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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	Power3	Divers	Total
Participations détenues par des tiers				75 %-80 %	43 %-60 %	69 %-71 %	72 %-73 %											50 %	25 %	76 %	71,1 %	20 %-50 %
									Amérique du
						États-Unis			Nord,	États-Unis,
					États-Unis	Brésil							Amérique du	Brésil,
				États-Unis	Brésil	Inde	Inde						Sud,	Canada,
Établissement				Brésil	Europe	Chine	Chine			Canada	États-Unis	Colombie	Europe	Colombie
Exercice clos le 31 décembre 2017 :
Produits ..................................................				123 $	430 $	53 $		— $									— $	135 $	797 $	147 $	32 $	1 717 $
Résultat net ............................................				(34)	(20)	18		—									—	47	89	(56)	7	51
Total du résultat global ..........................				(133)	529	126	—								—	57	236	(57)	—	758
Résultat net attribué aux participations ne
donnant pas le contrôle ..........................				(29)	(13)	13		—									—	12	67	(47)	3	6
Exercice clos le 31 décembre 2018 :
Produits .................................................				157 $	447 $	311 $	— $								38 $	142 $	896 $	815 $	21 $	2 827 $
Résultat net ............................................													2	17	19			—									15	56	331	213	2	655
Total du résultat global ..........................													95	544	898	—									25	(16)	1 290	1 063	16	3 915
Résultat net attribué aux participations ne
donnant pas le contrôle..........................													1	9	15			—									6	14	251	142	1	439
Au 31 décembre 2018 :
Immobilisations corporelles à la juste
valeur ................................................				1 687 $	5 553 $	2 322 $	— $			1 679 $	875 $	6 665 $	9 163 $	253 $	28 197 $
Total de l’actif .......................................				1 737	5 831	3 725	—			1 975	982	7 717	10 263	293	32 523
Total des emprunts ................................				536	1 979	838	—			924	369	1 744	5 829	70	12 289
Total du passif .......................................				582	2 395	1 441	—			1 933	387	3 548	7 209	88	17 583
Valeur comptable des participations ne
donnant pas le contrôle .........................				900	1 929	1 641	—			314	124	3 169	2 160	52	10 289
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
Au 31 décembre 2019 :
Immobilisations corporelles à la juste
valeur ................................................				1 713 $	5 240 $	2 508 $	538 $			1 849 $	696 $	7 352 $	10 350 $	261 $	30 507 $
Total de l’actif .......................................				1 754	5 455	3 371	662			3 486	794	8 403	11 420	268	35 613
Total des emprunts ................................				509	1 756	850	331			1 651	325	1 865	6 297	93	13 677
Total du passif .......................................				569	2 116	1 089	439			2 045	342	3 928	8 155	114	18 797
Valeur comptable des participations ne
donnant pas le contrôle .........................				922	1 852	1 622	162			651	88	3 395	2 344							50	11 086
1)	Compte non tenu de l’information liée à Isagen et TerraForm Power, qui est présentée séparément.
2)	Les participations détenues par des tiers dans Isagen totalisaient 75,9 % au 31 décembre 2019 et se répartissaient comme suit : Brookfield Infrastructure Fund III, 22,9 %; investisseurs institutionnels d’Isagen, 52,6 %; et d’autres participations ne donnant pas le contrôle, 0,4 %.
3)	Les participations détenues par des tiers dans TerraForm Power au 31 décembre 2019 se répartissaient comme suit : Brookfield Infrastructure Fund III, 32,6 %; et participations d’actionnaires publics ne donnant pas le contrôle dans TerraForm Power, 38,5 %.
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Participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield et participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield
Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP détenue par Brookfield (la « participation de commandité »), 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 0,375 $ 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 de 0,4225 $ par part de société en commandite, la distribution incitative équivaut alors à 25 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil.
Après la réalisation de la distribution spéciale, les seuils utilisés pour calculer les droits aux distributions incitatives de Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, seront réduits à respectivement 0,300 $ et 0,338 $ au versement de la distribution spéciale. Se reporter à la note 34, « Événements postérieurs à la date de clôture », pour de plus amples renseignements.
Les capitaux propres consolidés comprennent les parts de société en commandite rachetables/échangeables et la participation de commandité. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables sont détenues entièrement par Brookfield, qui a le droit, à son gré, de racheter ces parts pour une contrepartie en trésorerie. Aucune part de société en commandite rachetable/échangeable n’a été rachetée 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 sont classées à titre de capitaux propres selon IAS 32, Instruments financiers : Présentation. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et la participation de commandité sont présentées à titre de participations ne donnant pas le contrôle puisque Brookfield tire des avantages directs et assume les risques relatifs au rendement sous-jacent de BRELP. Les parts de société en commandite émises par Énergie Brookfield et les parts de société en commandite rachetables/échangeables émises par sa filiale BRELP comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards, sauf en ce qui concerne le droit de rachat décrit précédemment. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et la participation de commandité 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 2019, 2 651 506 parts de société en commandite (2 651 506 parts au 31 décembre 2018) et 129 658 623 parts de société en commandite rachetables/échangeables (129 658 623 parts au 31 décembre 2018) étaient en circulation.
Distributions
Le tableau suivant présente la répartition des distributions :
				2019		2018		2017
(EN MILLIONS)
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ....................................................................................				5 $	5 $		5 $
Distributions incitatives ......................................................................................				50		40		30
								55 $	45 $	35 $
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une
filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ......................................................................................................
				268		255	243
								323 $	300 $	278 $


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Le tableau suivant résume certaines informations financières relatives aux participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield et aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Pour les exercices clos les 31 décembre :
Produits ................................................................................................................				3 971 $	3 797 $	2 772 $
Résultat net ...........................................................................................................				80		583	4
Résultat global ......................................................................................................				2 025		4 474	1 354
Résultat net attribuable aux éléments suivants1 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ....................................................................................				50		41	29
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .................................................................................................
				(65)		16	(36)
Aux 31 décembre :
Immobilisations corporelles à la juste valeur ........................................................				41 055 $	38 177 $
Total de l’actif ......................................................................................................				46 196	43 508
Total des emprunts ................................................................................................				17 300	16 546
Total du passif ......................................................................................................				25 716	24 106
Valeur comptable des éléments suivants2 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ....................................................................................				68		67
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .................................................................................................
				3 317		3 266
1)	Réparti en fonction de la moyenne pondérée de la participation de commandité, des parts de société en commandite rachetables/échangeables et des parts de société en commandite de respectivement 2,7 millions, 129,7 millions et 178,9 millions (respectivement 2,7 millions, 129,7 millions et 180,2 millions en 2018 et 2,7 millions, 129,7 millions et 173,5 millions en 2017).
2)	Répartie en fonction de la participation de commandité, du nombre de parts de société en commandite rachetables/échangeables et de parts de société en commandite en circulation de respectivement 2,7 millions, 129,7 millions et 179,0 millions (respectivement 2,7 millions, 129,7 millions et 178,8 millions en 2018).
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
										des		Date de								les 31 décembre		Valeur comptable au
									dividendes	rachat la
								Actions en	cumulatifs	plus				31 décembre	31 décembre
								circulation		(%)	rapprochée	(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)											2019	2018	2019	2018
Série 1 (136 $ CA) .....									5,45	3,36	avril 2020								3 $	4 $	105 $	100 $
Série 2 (113 $ CA)1 ...									4,51	4,26	avril 2020								4	3	86		83
Série 3 (249 $ CA) .....									9,96	4,40 juillet 2019	8	8	192			182
Série 5 (103 $ CA) .....									4,11	5,00	avril 2018								4	4	79		75
Série 6 (175 $ CA) .....									7,00	5,00 juillet 2018	7	7	135			128
								31,03									26 $	26 $	597 $	568 $
1)	Le taux de dividende correspond à la distribution annualisée fondée sur le taux variable trimestriel le plus récent.
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 2019, aucune des actions privilégiées de catégorie A n’avait été rachetée par Actions privilégiées ERB.

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Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités
En juillet 2019, Énergie Brookfield a annoncé que la Bourse de Toronto avait accepté son avis lui signifiant son intention de procéder à une offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant les parts de société en commandite privilégiées de catégorie A en circulation. 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 des parts privilégiées de catégorie A. Énergie Brookfield a reçu l’autorisation de commencer les rachats le 9 juillet 2019 et d’y mettre fin le 8 juillet 2020, ou plus tôt si les rachats sont conclus avant cette date. Aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A n’a été rachetée en 2019 dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
En juillet 2020, 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 actions privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2021 ou plus tôt si les rachats sont conclus avant cette date. Les porteurs de parts peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention visant l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités en communiquant avec Énergie Brookfield.
17. 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 :
				Dividendes déclarés
							Taux de
				pour les exercices clos
						rendement
								les
							des	Date de
													31 décembre		Valeur comptable au
						dividendes	rachat la
					Actions en	cumulatifs	plus				31 décembre	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)										2019	2018
					circulation		(%)	rapprochée													2019	2018
Série 5 (72 $ CA) ....						2,89	5,59	avril 2018						3 $	4 $	49 $	49 $
Série 7 (175 $ CA) ...						7,00	5,50 janvier 2021	7	7	128		128
Série 9 (200 $ CA) ...						8,00	5,75 juillet 2021	9	9	147		147
Série 11 (250 $ CA) .												10,00	5,00	avril 2022						9		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						6				—	126		—
												44,89							44 $				38 $	833 $	707 $
Le 11 mars 2019, Énergie Brookfield a émis 7 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 15 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 15 ») au prix de 25 $ CA chacune, pour un produit brut de 175 millions $ CA (131 millions $). Énergie Brookfield a engagé des coûts de transaction connexes de 6 millions $ CA (5 millions $), y compris la rémunération versée aux preneurs fermes. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 15 ont le droit de recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,75 % pendant la période initiale se terminant le 30 avril 2024. Par la suite, le taux de distribution sera rajusté tous les cinq ans, à un taux équivalant au plus élevé des taux suivants : i) le rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur, majoré de 3,94 %, et ii) 5,75 %.
Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 15 auront le droit, à leur gré, de convertir leurs parts de société en commandite privilégiées de série 15 en des parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 16 (les « parts privilégiées de série 16 »), sous réserve de certaines conditions, le 30 avril 2024 et le 30 avril tous les cinq ans par la suite. Les porteurs de parts privilégiées de série 16 auront le droit de recevoir des distributions en espèces privilégiées cumulatives variables équivalant au taux des bons du Trésor canadien à trois mois, majoré de 3,94 %.
Au 31 décembre 2019, aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée.
En juillet 2019, Énergie Brookfield a annoncé que la Bourse de Toronto avait accepté son avis lui signifiant son intention de procéder à une offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant les parts de société en commandite privilégiées de catégorie A en circulation. 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 des parts privilégiées de catégorie A. Énergie Brookfield a reçu l’autorisation de commencer les rachats le 9 juillet 2019 et d’y mettre fin le 8 juillet 2020.

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Au cours du premier trimestre de 2020, Énergie Brookfield a émis 8 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 17 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 17 ») au prix de 25 $ chacune, pour un produit brut de 200 millions $. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 17 ont le droit de recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,25 %.
En juillet 2020, 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 2021, ou plus tôt si les rachats sont conclus avant cette date. Les porteurs de parts privilégiées peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention visant l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités en communiquant avec Énergie Brookfield.
18. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES
Capitaux propres des commanditaires
Au 31 décembre 2019, un total de 178 977 800 parts de société en commandite étaient en circulation (178 821 204 parts de société en commandite au 31 décembre 2018), dont 56 068 944 étaient détenues par Brookfield (56 068 944 au 31 décembre 2018). 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 2019, 176 596 parts de société en commandite (289 641 parts de société en commandite en 2018) ont été émises dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour un coût total de 6 millions $ (8 millions $ en 2018).
Après le 31 décembre 2019, 100 352 parts de sociétés en commandite supplémentaires ont été émises dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour un coût total de 3 millions $.
Au 31 décembre 2019, la participation directe et indirecte de Brookfield, soit 185 727 567 parts de société en commandite et parts de société en commandite rachetables/échangeables, représentait environ 60 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral. La participation restante, soit environ 40 %, est détenue par des investisseurs publics.
Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détenait, au 31 décembre 2019, une participation directe de société en commandite de 31 % dans Énergie Brookfield, une participation directe de 42 % dans BRELP découlant de la détention de parts de société en commandite rachetables/échangeables et une participation directe de commandité de 1 % dans BRELP.
Le 3 juin 2020, Brookfield a conclu une distribution secondaire visant la vente de 10 236 000 parts de société en commandite directes d’Énergie Brookfield (la « distribution secondaire »). La participation directe et indirecte de Brookfield, soit 175 491 567 part de société en commandite et parts de société en commandite échangeables, après la distribution secondaire représente environ 57 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral. Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détient, par suite de la distribution secondaire, une participation directe de société en commandite de 26 % dans Énergie Brookfield.
Le 31 juillet 2020, Énergie Brookfield a conclu l’acquisition de TerraForm Power en procédant à l’émission de 37 035 241 actions échangeables et 4 034 469 parts de société en commandite. La participation directe et indirecte de Brookfield par suite de l’acquisition de TerraForm Power représentait environ 51,5 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral. Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détenait, par suite de l’acquisition de TerraForm Power, une participation directe de société en commandite de 25 % dans Énergie Brookfield. Pour de plus amples renseignements sur l'acquisition de TerraForm Power, se reporter à la note 34, « Événements postérieurs à la date de clôture ».
En décembre 2019, Énergie Brookfield a mis fin à son offre publique de rachat dans le cours normal des activités existante, laquelle devait venir à échéance le 30 décembre 2019, et a effectué une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant les parts de société en commandite. Dans le cadre de cette nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à 8,9 millions de ses parts de société en commandite, soit environ 5 % des parts de société en commandite émises et en circulation, aux fins de la gestion du capital. L’offre viendra à échéance le 11 décembre 2020, ou plus tôt si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Les porteurs de parts peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention visant l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités en communiquant avec Énergie Brookfield. Le 28 décembre 2018, Énergie Brookfield a racheté 20 000 parts de société en commandite (1 856 798 parts de société en commandite en 2018) négociées à la Bourse de Toronto et à la Bourse de New York, pour un coût total de moins de 1 million $ (51 millions $ en 2018), pour ensuite les annuler le 31 janvier 2019.
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Distributions
Le tableau suivant présente la répartition des distributions :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Brookfield .........................................................................................................................		116 $	110 $
Porteurs de parts de société en commandite externes ..............................................................		254		245
						370 $	355 $
En février 2020, les distributions aux porteurs de parts sont passées à 1,74 $ par part de société en commandite sur une base annualisée, en fonction d’un ajustement tenant compte de la distribution spéciale des actions de BEPC le 30 juillet 2020, soit une hausse de 0,09 $ par part de société en commandite, qui a pris effet pour la distribution versée en mars 2020.
19. GOODWILL
Le tableau ci-dessous présente un rapprochement du goodwill :
		Notes	Total
(EN MILLIONS)
Solde au 31 décembre 2017 ............................................................................................................			901 $
Acquis dans le cadre d’un regroupement d’entreprises .....................................................................		3	160
Transferts vers les actifs détenus en vue de la vente .........................................................................		5	(22)
Écart de conversion .....................................................................................................................				(91)
Solde au 31 décembre 2018 ............................................................................................................				948
Écart de conversion et divers1 .......................................................................................................			1
Solde au 31 décembre 20192 ...........................................................................................................			949 $
1)	Correspondent aux ajustements de la répartition du prix d’acquisition des actifs et des passifs repris dans le cadre de l’acquisition de Saeta Yield.
2)	Comprend un goodwill de 821 millions $ de notre secteur hydroélectrique, de 66 millions $ de notre secteur énergie éolienne et de 62 millions $ de notre secteur énergie solaire.
Le goodwill comptabilisé au 31 décembre 2017 découle 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, dans 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 qui continue, à la date du test de dépréciation du goodwill, d’être soutenu par l’existence du passif d’impôt différé initial qui a donné lieu au goodwill. Nous avons effectué un test de dépréciation en date du 31 décembre 2019 au niveau où le goodwill fait l’objet d’un suivi par la direction. Dans le cadre de ce test de dépréciation du goodwill, la direction a retiré de la valeur comptable des actifs touchés le goodwill secondaire qui continuait d’être soutenu par l’existence du passif d’impôt différé initial qui avait donné lieu au goodwill. Le solde du goodwill n’est pas important par rapport au solde total au 31 décembre 2019 et aucune dépréciation du goodwill n’a été comptabilisée au cours de l’exercice.

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20. 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 2019, ces ratios étaient de respectivement 16 % et 40 % (respectivement 15 % et 40 % en 2018).
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.
La stratégie d’Énergie Brookfield en 2019, qui était la même qu’au cours de l’exercice 2018, consistait à respecter les mesures aux 31 décembre présentées dans le tableau ci-après :
					Siège social		Données consolidées
					2019				2018		2019		2018
(EN MILLIONS)
Facilité de crédit de la société mère1 ........................................					299 $			721 $	299 $	721 $
Dette
Billets à moyen terme2 ..........................................................					1 808			1 613	1 808	1 613
Emprunts sans recours3 .........................................................					—			—		15 227		14 266
					1 808			1 613	17 035	15 879
Passifs d’impôt différé, montant net4 .......................................					—				—		4 689		4 225
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales en exploitation ........................					—				—		11 086		10 289
Actions privilégiées ..............................................................					597				568		597		568
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées ............................................................................					833				707		833		707
Capitaux propres attribuables aux porteurs de parts5 ...............					7 964				7 838		7 964		7 838
Total de la structure du capital .................................................				11 202 $				10 726 $	42 204 $	39 506 $
Ratio d’endettement .................................................................					16 %			15 %		40 %		40 %
						20 %	20 %	1)	Les ratios d’endettement ne tiennent pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère, 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 $ (6 millions $ en 2018).
3)	Les emprunts sans recours comprenaient un montant de 142 millions $ (6 millions $ en 2018) 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 27 millions $ (48 millions $ en 2018), déduction faite des primes non amorties.
4)	Passifs d’impôt différé, déduction faite des actifs d’impôt différé.
5)	Les capitaux propres attribuables aux porteurs de parts comprennent les capitaux propres attribuables aux capitaux propres des commanditaires, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux participations de commandité.

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21. 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 :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice .................................................................................				684 $	509 $	206 $
Participation ..........................................................................................................				144	13	248
Quote-part du résultat net ......................................................................................				29	28		11
Quote-part des autres éléments du résultat global .................................................				81	168		54
Dividendes reçus ...................................................................................................				(16)	(9)		(31)
Écart de conversion et autres .................................................................................				15	(25)		21
Solde à la fin de l’exercice ....................................................................................				937 $	684 $	509 $
Les tableaux suivants résument l’ensemble des produits bruts et du résultat net des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence détenues à 100 % :
				2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Produits ......................................................................................................				430 $	491 $	163 $
Résultat net .................................................................................................				88	79		32
Quote-part du résultat net1 ....................................................................................				29	28		11
1)	Les participations d’Énergie Brookfield dans ces entités s’échelonnent de 13 % à 60 %.
Le tableau suivant résume l’ensemble des actifs et des passifs bruts des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence aux 31 décembre :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Actifs courants ............................................................................................................................ .....................................................................................................................................					539 $	182 $
Immobilisations corporelles à la juste valeur .....................................................................					5 912	2 788
Autres actifs ...................................................................................................................					74	57
Passifs courants ..............................................................................................................					536	93
Emprunts sans recours.....................................................................................................					1 513	937
Autres passifs .................................................................................................................					1 017	38
22. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE
La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se présentaient comme suit :
					2019		2018
(EN MILLIONS)
Trésorerie .......................................................................................................................					327 $	329 $
Dépôts à court terme ........................................................................................................					25		93
					352 $	422 $
23. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS
Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se présentaient comme suit :
				Note	2019		2018
(EN MILLIONS)
Activités ...............................................................................................................					128 $	135 $
Obligations liées au crédit ......................................................................................					143		181
Dépenses d’investissement et projets de développement ............................................					22		15
Total ....................................................................................................................					293		331
Moins : non courante ............................................................................................. 25					(104)	(168)
Courante ...............................................................................................................					189 $	163 $


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24. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS
Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se composaient des éléments suivants :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Créances clients .................................................................................................................					580 $	489 $
Charges payées d’avance et créances diverses .......................................................................					143	136
Autres créances à court terme ..............................................................................................					205		144
Tranche courante de l’actif sur contrat ..................................................................................		51		45
							979 $	814 $
Au 31 décembre 2019, 72 % des créances clients étaient non échues (81 % en 2018). La diminution des créances clients courantes est attribuable au moment de leur règlement. Énergie Brookfield ne s’attend pas à ce que la recouvrabilité de ces montants soit un enjeu. Par conséquent, aux 31 décembre 2019 et 2018, il a été décidé qu’il n’était pas nécessaire de constituer une provision pour pertes sur créances. 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.
25. AUTRES ACTIFS NON COURANTS
Les composantes des autres actifs non courants d'Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux 31 décembre :
							Note	2019	2018
(EN MILLIONS)
Actif sur contrat ................................................................................................................							422 $	402 $
Liquidités soumises à restrictions .....................................................................................							23	104	168
Divers ...............................................................................................................................								77	65
									603 $	635 $
Aux 31 décembre 2019 et 2018, les liquidités soumises à restrictions étaient détenues principalement pour acquitter des paiements de loyers et des accords de crédit.
Les actifs sur contrat découlent des modifications qui ont été apportées au cours de 2018 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 30, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements sur les conventions relatives aux produits intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield.

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26. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS
Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield aux 31 décembre étaient comme suit :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Autres créditeurs liés aux activités d’exploitation ........................................................................					309 $	324 $
Dettes fournisseurs .......................................................................................................................					152	117
Intérêts à payer sur des emprunts ..................................................................................................					105		122
Distributions à payer aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à payer
sur les parts de société en commandite privilégiées et dividendes sur actions privilégiées1 .....		33		30
Tranche à court terme des obligations locatives ...........................................................................		21		—
Divers ...........................................................................................................................................		67		53
							687 $	646 $
1)	Ne comprennent que les montants à payer aux porteurs de parts de société en commandite externes. Les montants à payer à Brookfield sont compris dans les montants à payer à des parties liées.
27. PASSIFS RELATIFS AU DÉMANTÈLEMENT
Le tableau ci-dessous présente la variation des passifs relatifs au démantèlement de la société :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice .........................................................................................................		394 $	374 $
Acquisitions par voie de regroupements d’entreprises .................................................................		38	68
Réduction issue de paiements/décomptabilisation .......................................................................		(8)	—
Désactualisation............................................................................................................................		17	8
Modification d’estimations ...........................................................................................................		61	(30)
Effet de change .............................................................................................................................		2	(26)
Solde à la fin de l’exercice ...........................................................................................................		504 $	394 $

Énergie Brookfield a comptabilisé des passifs relatifs au démantèlement associés 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 entre 2020 et 2137. Le coût estimatif des activités de démantèlement est établi d’après l’évaluation d’un tiers.
28. AUTRES PASSIFS NON COURANTS
Les autres passifs non courants de la société se répartissaient comme suit aux 31 décembre :
							Note	2019	2018
(EN MILLIONS)
Passifs sur contrat ...............................................................................................							562 $	479 $

Obligations locatives...........................................................................................						379	—

Obligations au titre des prestations de retraite ........................................................							32		99		80
Passif au titre des paiements relatifs aux concessions .............................................						12		15

Divers ...............................................................................................................						149		16

									1 201 $	590 $
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 25, « Autres actifs non courants », pour de plus amples renseignements sur les soldes des contrats d’Énergie Brookfield. Se reporter à la note 30, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements sur les conventions relatives aux produits intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield.
Les obligations locatives découlent de la mise en œuvre d’IFRS 16 le 1er janvier 2019.

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29. 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 2019, Énergie Brookfield avait pris des engagements au titre des dépenses d’investissement en cours totalisant 36 millions $ (71 millions $ en 2018). De ce montant, une tranche de 32 millions $ est exigible dans moins d’un an, et une tranche de 4 millions $, dans deux ans.
Une filiale contrôlée par Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, s’est engagée à investir environ 48 millions $ en vue d’acquérir un portefeuille d’énergie solaire en développement au Brésil d’une puissance de 210 MW. La clôture de la transaction devrait se faire au deuxième trimestre de 2020, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
Éventualités
Dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield fait l’objet d’actions en justice de temps à autre en ce qui a trait à sa propriété et à l’exploitation de son portefeuille. À cet égard, TerraForm Power fait face à un litige concernant le paiement conditionnel de certains actifs en développement que SunEdison a acquis des vendeurs de First Wind Sellers en 2014. Ce litige est antérieur à notre investissement initial dans TerraForm Power en 2017. En outre, TerraForm Power fait face à un litige en regard d’un placement privé concernant Énergie Brookfield et ses sociétés affiliées en 2018. Nous ne pouvons prédire l’incidence des litiges en cours, ni le temps et l’argent nécessaires à leur résolution.
Énergie Brookfield, au nom de ses filiales, 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 15, « 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, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement puisqu’elles se rapportent à ses participations dans Brookfield Americas Infrastructure Fund, Brookfield Infrastructure Fund II, Brookfield Infrastructure Fund III et Brookfield Infrastructure Fund IV. 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, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement.
Les lettres de crédit émises par Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, et ses filiales se présentaient comme suit :
					2019	2018
(EN MILLIONS)
Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels ...........................................		50 $	51 $
Filiales d’Énergie Brookfield ........................................................................................................		668		635
		718 $	686 $



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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, et de vente et d’achat d’actifs et de services ainsi que de transferts de crédits d’impôt ou de subventions liés à la production d’énergie renouvelable provenant de partenariats donnant droit à des avantages fiscaux. 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.
30. 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 refondues 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. 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 reformulée.
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 2019, la valeur de la capitalisation totale s’établissait à 18 milliards $, en comparaison de la valeur de référence initiale de 8 milliards $ et compte tenu du montant annuel de 22 millions $ (ajusté pour tenir compte de l’inflation), ce qui a entraîné le paiement d’honoraires de gestion de 135 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 (94 millions $ en 2018 et 86 millions $ en 2017).
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.
Aux fins du calcul du paiement des coûts de services de gestion, l’expression « augmentation de la valeur de la capitalisation
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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 sont compris dans le compte de résultat intermédiaire 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.
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 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 la présente 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 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.
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 toutes les activités de commercialisation de l’énergie en Amérique du Nord au sein d’Énergie Brookfield. 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.
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.

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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 d’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 9, « 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
En 2018, des modifications ont été apportées à deux conventions d’achat d’électricité à long terme portant sur les actifs de production détenus par Great Lakes Power Limited (« GLPL ») et Fiducie Mississagi Power (« FMP ») en Ontario.
Selon la convention d’achat d’électricité modifiée intervenue avec GLPL, Brookfield doit acheter l’énergie produite par certaines centrales au Canada détenues par GLPL à un prix moyen de 100 $ CA le MWh, sous réserve d’un ajustement annuel correspondant à un taux fixe de 3 %. L’échéance initiale de la convention de GLPL est fixée à 2029 et 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.
Selon la convention d’achat d’énergie modifiée de FMP, Brookfield doit acheter l’énergie produite par certaines installations au Canada détenues par FMP au prix moyen de 127 $ CA le MWh, sous réserve d’un ajustement annuel correspondant à un taux fixe de 3 %. La convention de FMP se termine le 1er décembre 2029.
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 au cours de l’année civile précédente, jusqu’à concurrence d’une hausse de 3 % dans une seule et même 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 au cours 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 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 au cours 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 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 au cours 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-dessous 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 %.
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 en immobilisations 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.
Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2018, TerraForm Power a effectué deux emprunts totalisant 86 millions $ sur la ligne de crédit du commanditaire pour financer une tranche du prix de l’acquisition de Saeta et a remboursé intégralement ces montants. Au 31 décembre 2019 et au 31 décembre 2018, aucun solde n’était à rembourser aux termes de la ligne de crédit du commanditaire.
La convention d’octroi de ligne de crédit du commanditaire été résiliée après l’acquisition de TerraForm Power

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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 de ces 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 2019, 2018 et 2017 et des trimestres clos les 31 mars 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 été résiliée au moment de l’acquisition de TerraForm Power.
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’une autre part, à l’égard de l’inscription pour la revente d’une tranche ou de toutes les 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 été résiliée au moment de l’acquisition de TerraForm Power.
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 de 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 de 0,93 $ par action ordinaire de TERP et un deuxième seuil de distribution de 1,05 $ par action ordinaire de TERP. En vertu de la nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra, les montants 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;
				•	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 et 85 % aux porteurs de parts de catégorie A jusqu’à ce qu’un montant supplémentaire ait été distribué à ces derniers au cours de ce 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;
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				•	par la suite, 75 % aux porteurs d’unités de catégorie A au pro rata 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 2019, 2018 et 2017.
La nouvelle convention de société à responsabilité limitée de Terra a été modifiée au moment de l’acquisition de TERP afin de supprimer les obligations de TerraForm Power, LLC d’effectuer des paiements liés aux droits aux distributions incitatives.
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.
Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés de résultat pour les exercices clos les 31 décembre :
						2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits ............						558 $	534 $	601 $
Convention de nivellement de la production éolienne .....................................						1	7		6
									559 $	541 $	607 $
Coûts d’exploitation directs
Achats d’énergie ........................................................................................						(22) $	(20) $	(13) $
Frais de commercialisation de l’énergie ........................................................						(20)	(24)		(24)
Services d’assurance1 .................................................................................						(23)	(25)		(19)
									(65) $	(69) $	(56) $
Charge d’intérêts
Emprunts ..................................................................................................						(7) $	(13) $	— $
Désactualisation du solde des contrats ..........................................................						(8)	—		—
									(15) $	(13) $	— $
Coûts de service de gestion ...........................................................................						(135) $	(94) $	(86) $
1)	Les honoraires liés aux services d’assurance sont versés à une filiale de Brookfield Asset Management, laquelle agit comme courtier entre des assureurs externes et Énergie Brookfield. Les honoraires versés à la filiale de Brookfield Asset Management pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 s’établissaient à 1 million $ (moins de 1 million $ en 2018).

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 83


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					2019		2018
(EN MILLIONS)
Actifs courants
Actif sur contrat	Brookfield ...................................................... .......................................................................					51 $	45 $
Montants à recevoir de parties liées

Montants à recevoir	Brookfield ......................................................	48	55

	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence et autres .......................................................
		12		10
						111 $	110 $
Actifs non courants

Actif sur contrat	Brookfield ......................................................					422 $	402 $
Passifs courants

Montants à payer à des parties liées

Montants à payer	Brookfield ......................................................	93 $	63 $
	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence et autres .......................................................
		10		11
Distributions constituées payables sur les parts
de société en commandite et les parts de société en commandite rachetables/échangeables
	Brookfield ......................................................	36	35

						139 $	109 $
Passifs non courants

Passif sur contrat	Brookfield ......................................................					562 $	479 $
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.
31. RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES
La 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 :
							2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Créances clients et autres actifs courants ......................................................							(66) $	(122) $	(35) $
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ........................................................					17		(18)		(45)
Autres actifs et passifs................................................................................					(4)		46		(9)
Règlement de la distribution spéciale liée à TerraForm Power ........................					—		—		(285)
									(53) $	(94) $	(374) $


Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 84

32. PRESTATIONS DE RETRAITE ET AVANTAGES DU PERSONNEL FUTURS

Énergie Brookfield offre à ses employés des régimes de retraite ainsi que certains régimes de soins de santé, de soins dentaires, d’assurance vie et d’autres avantages à certains employés retraités conformément à la politique d’Énergie Brookfield. Ces régimes sont capitalisés grce aux cotisations versées par Énergie Brookfield et les participants aux régimes. Les prestations de retraite sont fondées sur la durée des services et les salaires moyens de fin de carrière, et certains régimes sont indexés sur l’inflation après le départ à la retraite. Les régimes de retraite des employés d’Énergie Brookfield sont comptabilisés dans les états financiers consolidés.

Le comité de gouvernance des régimes de retraite d’Énergie Brookfield est responsable de la mise en œuvre des décisions stratégiques et du suivi de l’administration des régimes de retraite à prestations définies d'Énergie Brookfield. En particulier, le comité établira les stratégies de placement, approuvera les politiques de capitalisation et évaluera si Énergie Brookfield se conforme aux obligations légales, fiduciaires, de déclaration et d’informations financières applicables.

Les régimes de retraite d’Énergie Brookfield font l’objet d’évaluations actuarielles conformément aux lois provinciales ou fédérales en vigueur. Pour les régimes enregistrés aux États-Unis, les évaluations actuarielles doivent être effectuées chaque année. Au Canada, les évaluations actuarielles des régimes enregistrés doivent être effectuées tous les trois ans si la capitalisation du régime est supérieure à un certain seuil. Actuellement, tous les régimes enregistrés du Canada font l’objet d’une évaluation actuarielle triennale. Les régimes de retraite et autres avantages du personnel de nos activités en Colombie comportent des obligations, lesquelles font l’objet d’évaluations actuarielles chaque année par des actuaires indépendants qualifiés.

Les dates des dernières évaluations actuarielles des régimes de retraite et des autres régimes d’avantages du personnel d’Énergie Brookfield s’échelonnent de janvier 2016 à janvier 2018. Énergie Brookfield évalue ses obligations au titre des prestations constituées ainsi que la juste valeur des actifs des régimes aux fins comptables au 31 décembre de chaque année.

Les passifs au titre des prestations représentent le montant des prestations de retraite et des autres avantages du personnel futurs acquis par les employés et les retraités d’Énergie Brookfield à la fin de l’exercice. L’obligation aux termes de ces régimes est déterminée par des évaluations actuarielles périodiques fondées sur les hypothèses présentées dans le tableau ci-après.

Hypothèses actuarielles aux 31 décembre :

2019

2018

2017

Autres

Régimes de

Autres

Régimes de

Autres

Régimes de

régimes

retraite à

régimes

retraite à

régimes

retraite à

prestations

d’avantages

prestations

d’avantages

prestations

d’avantages

définies

du personnel

définies

du personnel

définies

du personnel

(EN POURCENTAGE)

Taux d’actualisation ...........

1,8 %-6,9 %

3,2 %-7,2 % 2,5 %-7,2 % 3,9 %-7,4 % 2,4 %-7,3 % 3,7 %-7,1 %

Taux d’inflation des prix....

1,5 %-3,5 %

s. o.

1,5 %-3,5 %

s. o.

1,5 %-3,5 %

s. o.

Taux d’augmentation

des salaires ......................

2,5 %-4,0 %

2,5 %-4,0 % 2,5 %-4,0 % 2,5 %-4,0 % 2,5 %-4,0 % 2,5 %-4,0 %

Taux tendanciel des soins

de santé1 ..........................

s. o.

4,5 %-6,9 %

s. o.

5,3 % - 6,9 %

s. o.

5,3 %-6,9 %

Taux tendanciel hypothétique à court terme à la clôture de l’exercice.

Les obligations au titre des régimes et la charge annuelle au titre des régimes de retraite sont calculées sur une base actuarielle et sont influencées par de nombreuses hypothèses et estimations, notamment la valeur marchande des actifs des régimes, des taux d’actualisation, du taux d’augmentation des salaires et autres hypothèses diverses. Le taux d’actualisation, le taux d’inflation des prix et les hypothèses liées à l’inflation et le taux tendanciel du coût des soins de santé constituent les hypothèses ayant en général l’incidence la plus importante sur les obligations au titre des prestations constituées.

Le taux d’actualisation des obligations est établi, dans la mesure du possible, par référence aux taux de rendement du marché des obligations de sociétés de grande qualité. En Colombie, un tel marché d’obligations n’existe pas. Par conséquent, le taux d’actualisation est établi par référence aux rendements des obligations d’État. Le taux d’augmentation des salaires correspond à la meilleure estimation des augmentations de salaire au mérite à accorder, conformément aux taux d’inflation présumés.

Brookfield Renewable Partners L.P.

États financiers consolidés

31 décembre 2019

et notes connexes

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Une variation de 50 points de base des hypothèses mentionnées précédemment, utilisées pour le calcul des obligations au titre des prestations au 31 décembre 2019, aurait entraîné l’augmentation (la diminution) suivante des obligations au titre des prestations constituées :
				Régimes de	Autres
				retraite à	régimes
				prestations	d’avantages
				définies		du personnel
(EN MILLIONS)
Taux d’actualisation

Augmentation de 50 points de base ...................................................................................					(12) $	(4) $
Diminution de 50 points de base .......................................................................................					14	5
Taux d’inflation des prix et hypothèses liées à l’inflation

Augmentation de 50 points de base ...................................................................................					5		s. o.
Diminution de 50 points de base .......................................................................................					(4)		s. o.
Taux tendanciel du coût des soins de santé

Augmentation de 50 points de base ...................................................................................					s. o.		4
Diminution de 50 points de base .......................................................................................					s. o.		(3)
L’analyse de sensibilité présentée ci-dessus pourrait ne pas refléter la variation réelle de l’obligation au titre des prestations définies dans la mesure où il est peu probable que les hypothèses varieront isolément les unes des autres puisque certaines des hypothèses peuvent être liées entre elles.
La charge au titre des régimes de retraite comptabilisée aux comptes consolidés de résultat et aux états consolidés du résultat global pour les exercices clos les 31 décembre :
						2019				2018		2017

								Régimes de	Autres			Régimes de						Autres	Régimes de	Autres
								retraite à	régimes			retraite à						régimes	retraite à	régimes
								prestations	d’avantages			prestations			d’avantages	prestations	d’avantages
								définies		du personnel			définies				du personnel	définies		du personnel
(EN MILLIONS)
Coût des services rendus au
cours de l’exercice .............						3 $	1 $			3 $	2 $	3 $									1 $
Coût (recouvrement) des
services passés ...................						—			—					—	—		(1)		—
Charge d’intérêts ..................						2			3					2	3		2					3
Charges administratives .......						1			—					1	—		1		—
Comptabilisée au compte
consolidé de résultat ...........						6			4					6	5		5					4
Réévaluation du passif net
au titre des prestations définies :

Rendement des actifs des
régimes .............................						(15)			—					5	—		(8)		—
Écarts actuariels découlant
de changements dans les hypothèses démographiques ...............
						1			—					(1)	—		1		(2)
Écarts actuariels découlant
de changements dans les hypothèses financières .....
						25			3					(9)	(4)		7					3
Ajustements liés à
l’expérience ......................						—			—					1	(1)		—					1
Comptabilisée à l’état
consolidé du résultat global						11			3					(4)	(5)		—					2
Total .....................................						17 $	7 $			2 $	— $	5 $									6 $


Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 86


Les montants inclus dans les états consolidés de la situation financière liés aux obligations d’Énergie Brookfield au titre de ses régimes à prestations définies sont présentés ci-après :
				2019			2018		2017

								Régimes de	Autres			Régimes de						Autres	Régimes de	Autres
								retraite à	régimes			retraite à						régimes	retraite à	régimes
								prestations	d’avantages			prestations		d’avantages	prestations	d’avantages
								définies		du personnel			définies			du personnel	définies		du personnel
(EN MILLIONS)
Valeur actuelle des
obligations au titre des prestations définies ..........
				188 $	58 $		157 $				53 $	172 $	57 $
Juste valeur des actifs des
régimes ............................				(143)	(4)		(126)	(4)				(135)	(5)
Passif net .............................				45 $	54 $		31 $				49 $	37 $	52 $
Obligations au titre des prestations définies
Les variations des obligations au titre des prestations définies pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
				2019			2018		2017

								Régimes de	Autres			Régimes de						Autres	Régimes de	Autres
								retraite à	régimes			retraite à						régimes	retraite à	régimes
								prestations	d’avantages			prestations		d’avantages	prestations	d’avantages
								définies		du personnel			définies			du personnel	définies		du personnel
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice				157 $	53 $		172 $	57 $	158 $	53 $
Coût des services rendus
au cours de l’exercice .....				3				1		3	2	3	1

(Recouvrement) coût des
services passés ................				—				—		—	—	(1)	—

Charge d’intérêts ................				7				3		7	3	7	3

Pertes (profits) de réévaluation

Écarts actuariels découlant
de changements dans les hypothèses démographiques ...........
				1				—			(1)		—		1		(2)
Écarts actuariels découlant
de changements dans les hypothèses financières ..
				25				3			(9)		(4)		7		3
Ajustements liés à
l’expérience ..................				—				—		1	(1)	—	1

Prestations versées ..............				(8)				(2)		(9)	(2)	(7)	(2)

Écarts de change .................				3				—		(7)	(2)	4	—

Solde à la fin de l’exercice .				188 $	157 $	53 $	172 $	57 $
												58 $
On estime à 12 millions $ les cotisations de l’employeur à faire aux régimes à prestations définies pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

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Juste valeur des actifs des régimes
La juste valeur des actifs des régimes pour les exercices clos les 31 décembre a varié de la manière suivante :
				2019		2018		2017

							Régimes de	Autres			Régimes de						Autres	Régimes de	Autres
							retraite à	régimes			retraite à						régimes	retraite à	régimes
							prestations	d’avantages			prestations		d’avantages	prestations	d’avantages
							définies		du personnel			définies			du personnel	définies		du personnel
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice ............................................
				126 $	4 $	135 $	5 $	119 $	5 $
Produits d’intérêts ...............				5			—		5				—	5	—

Rendement des actifs des
régimes ...........................				15			—		(5)	(1)	8	—

Cotisations de l’employeur .				2			2		5	2	5	2

Regroupements d’entreprises .......................
				—			—			—					—		—		—
Prestations versées ..............				(8)			(2)		(9)	(2)	(7)	(2)

Écarts de change .................				3			—		(5)				—	5	—

Solde à la fin de l’exercice .				143 $			4 $		126 $	4 $	135 $	5 $


Les actifs des régimes aux 31 décembre se répartissaient comme suit :
		2019	2018

Catégorie d’actif :
Trésorerie et équivalents de trésorerie ...............................................................................		2 %	2 %
Titres de capitaux propres ................................................................................................		52 %	47 %
Titres de créance .............................................................................................................		46 %	51 %
									100 %	100 %


Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 88


33. FILIALES FAISANT APPEL PUBLIC À L’ÉPARGNE
Les tableaux suivants présentent les informations financières résumées consolidées relatives à Énergie Brookfield, Actions privilégiées ERB et Finco :
						Autres
	Actions					filiales	Ajustements	Énergie
				Énergie	privilégiées					Entités de	société de	de consoli-	Brookfield
				Brookfield1	ERB			Finco		portefeuille1, 2		portefeuille1, 3	dation4	(consolidé)
(EN MILLIONS)
Au 31 décembre 2019 :
Actifs courants ........................				32 $	408 $ 1 832 $					133 $	3 776 $	(4 161) $	2 020 $
Actifs non courants .................				5 428	251				2		25 068			44 459	(31 032)	44 176
Passifs courants .......................				40	7				24		3 918			2 597	(4 163)	2 423
Passifs non courants ...............				—	—				1 801		300			21 851	(659)	23 293
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation .....................
				—	—				—		—			11 086	—	11 086
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/ échangeables détenues par Brookfield .....................
				—	—				—		3 317			—	—	3 317
Actions privilégiées .................				—	597				—		—			—	—		597
Capitaux propres des
commanditaires détenant des parts privilégiées ..........
				833	—				—		844			—	(844)		833
Au 31 décembre 2018 :
Actifs courants ..........................				32 $	389 $ 1 631 $					93 $	4 136 $	(3 823) $	2 458 $
Actifs non courants ...................				5 208	239				1		24 078			41 341	(29 817)	41 050
Passifs courants.........................				38	6				21		3 096			3 345	(3 823)	2 683
Passifs non courants ..................				—	—				1 607		798			19 660	(642)	21 423
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation ......................
				—	—				—		—			10 289	—	10 289
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/ échangeables détenues par Brookfield .......................
				—	—				—		3 266			—	—	3 266
Actions privilégiées ..................				—	568				—		—			—	—		568
Capitaux propres des
commanditaires détenant des parts privilégiées ............
				707	—				—		718			—	(718)		707
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 et Brookfield Renewable Investments Limited, collectivement les « entités de portefeuille ».
3)	Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de portefeuille.
4)	Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 89



						Autres
	Actions					filiales	Ajustements	Énergie
				Énergie	privilégiées				Entités de	société de	de consoli-	Brookfield
				Brookfield1	ERB		Finco		portefeuille1, 2		portefeuille1, 3	dation4	(consolidé)
(EN MILLIONS)
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
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2018
Produits ......................................				— $	— $		— $		— $	3 798 $	(1) $	3 797 $
Résultat net ................................				62	7		(1)		(25)	1 485	(945)	583

Pour l’exercice clos le
31 décembre 2017 :
Produits ......................................				— $	— $		— $		— $	2 772 $	— $	2 772 $
Résultat net ................................				(4)	10			(1)		(435)	584			(150)					4
1)	Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)	Comprennent les entités de portefeuille.
3)	Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de portefeuille.
4)	Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
Se reporter à la note 15, « Emprunts », pour plus de détails concernant les émissions de billets à moyen terme par Finco. Se reporter à la note 16, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB.
34. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE
En février 2020, Énergie Brookfield, par l’entremise de sa filiale, TerraForm Power, a conclu l’acquisition d’un portefeuille de deux centrales d’énergie solaire concentrée en Espagne d’une puissance nominale combinée d’environ 100 MW à un prix d’achat total d’environ 117 millions € (environ 128 millions $ en date de l’acquisition). Ces installations, dont la durée de vie réglementaire résiduelle est d’environ 19 ans, sont assujetties au cadre de réglementation sur les énergies renouvelables de l’Espagne.
En février 2020, Énergie Brookfield a émis 8 000 000 de parts de société en commandite privilégiées, série 17 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 17 ») au prix de 25 $ chacune, pour un produit brut de 200 millions $. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 17 ont le droit de recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,25 %.
En mars 2020, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’actifs d’énergie solaire en développement au Brésil d’une puissance de 278 MW et d’actifs d’énergie solaire en exploitation en Inde d’une puissance de 47 MW. La participation de la société dans les deux projets devrait s’élever à 25 %.
En mars 2020, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie solaire en Thaïlande d’une puissance de 39 MW, pour un produit total de 94 millions $. La participation de la société dans ce portefeuille était de 31 %.
En juin 2020, des sociétés affiliées de Brookfield Asset Management ont conclu un placement secondaire de 10 236 000 parts de société en commandite au prix de 48,85 $ chacune, pour un produit brut de 500 millions $. Énergie Brookfield n’a vendu aucune part de société en commandite dans le cadre du placement et ne tirera aucun produit du placement des parts de société en commandite.
En août 2020, Énergie Brookfield a réalisé l’émission de billets à moyen terme de série 14 d’un montant en capital de 425 millions $ CA (319 millions $). Les billets à moyen terme portent intérêt à un taux fixe de 3,33 % par année et viennent à échéance en août 2050. Les billets à moyen terme de série 14 sont des obligations vertes à l’échelle de la société mère.
En septembre 2020, Énergie Brookfield a remboursé les billets à moyen terme de série 8 d’un montant en capital de 400 millions $ CA (304 millions $) avant leur date d’échéance.

Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés	31 décembre 2019
	et notes connexes		Page 90


En septembre 2020, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie solaire d’une puissance de 33 MW en Afrique du Sud, pour un produit total de 25 millions $. La participation d’Énergie Brookfield dans ce portefeuille était de 31 %.
En octobre 2020, Énergie Brookfield, par l’entremise de sa filiale, TerraForm Power, a conclu la vente d’une participation brute de 40 % dans un portefeuille éolien aux États-Unis pour un produit total de 264 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 178 millions $).
En octobre 2020, Énergie Brookfield a réalisé la vente d’un portefeuille éolien en Irlande d’une puissance de 47 MW, pour un produit de 140 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 55 millions $). Énergie Brookfield détient une participation financière de 39 % et 100 % des droits de vote dans le portefeuille éolien en Irlande.
En octobre 2020, Énergie Brookfield, de concert avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un portefeuille d’énergie solaire en développement au Brésil d’une puissance de 1 200 MW en contrepartie d’environ 46 millions $, qui devrait commencer ses activités commerciales au début de 2023. La participation financière d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
En octobre 2020, Énergie Brookfield, de concert avec des partenaires institutionnels, a fait l’acquisition d’un portefeuille de prêts garantis par des actifs en exploitation d’une puissance de près de 2 500 MW de l’une des plus importantes sociétés financières non bancaires en Inde, pour une contrepartie d’environ 200 millions $. La participation financière d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
En octobre 2020, Énergie Brookfield, de concert avec des partenaires institutionnels, a investi la tranche finale de 400 millions $ CA du montant en capital de 750 millions $ CA qu’Énergie Brookfield avait convenu d’investir dans TransAlta Corporation au début de l’exercice 2019. La participation financière d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
En octobre 2020, des sociétés affiliées de Brookfield Asset Management ont conclu un placement secondaire de 4 663 250 actions échangeables au prix de 80,20 $ CA (60,06 $) chacune, pour un produit brut de 374 millions $ CA (285 millions $). Énergie Brookfield n’a vendu aucune action échangeable dans le cadre du placement et ne tirera aucun produit du placement. Compte tenu du placement secondaire, Brookfield Asset Management détient une participation directe et indirecte, soit 215 367 457 parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables, ce qui représente environ 50,4 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (en supposant que toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables en circulation ont été échangées). La participation restante, soit environ 49,6 %, est détenue par des investisseurs publics.
En novembre 2020, Énergie Brookfield a racheté le contrat de location de sa centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance de 192 MW en contrepartie de 560 millions $ (participation nette d’Énergie Brookfield totalisant 420 millions $).
En novembre 2020, Énergie Brookfield a annoncé le fractionnement des parts de société en commandite en circulation d’Énergie Brookfield et des actions en circulation de BEPC à raison de trois pour deux.
Étant donné le caractère progressif et dynamique des circonstances entourant la COVID-19, il est difficile de prédire l’importance qu’auront les conséquences de cette maladie, y compris les mesures prises à ce sujet, sur l’économie mondiale et Énergie Brookfield, de même que la durée des perturbations. L’ampleur de ces répercussions dépendra des événements futurs, qui sont très incertains, en évolution rapide, et difficiles à prédire, notamment de nouvelles informations pouvant être rendues publiques concernant la gravité de la COVID-19 et de mesures qui peuvent être prises pour endiguer sa progression. De tels développements pourraient nuire à nos actifs, à notre passif, à notre entreprise, à notre situation financière, à nos résultats d’exploitation et à nos flux de trésorerie.

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Formation de BEPC et acquisition de TerraForm Power
Le 29 juillet 2020, Énergie Brookfield a fait un apport à BEPC se composant de ses actifs de production d’énergie renouvelable aux États-Unis, au Brésil et en Colombie (sauf une participation de 10 % dans certaines activités brésiliennes et colombiennes, qui est toujours détenue indirectement par Énergie Brookfield). Le 30 juillet 2020, Énergie Brookfield a effectué la distribution spéciale selon laquelle les porteurs de parts inscrits au 27 juillet 2020 (la « date de clôture des registres ») ont reçu une action échangeable pour chaque tranche de quatre parts de société en commandite. Immédiatement avant la distribution spéciale, Énergie Brookfield a reçu des actions échangeables par voie d’une distribution de BRELP (la « distribution de BRELP ») des actions échangeables à tous ses porteurs de parts. Par suite de la distribution de BRELP, i) Brookfield et ses filiales ont reçu approximativement 33,1 millions d’actions échangeables et ii) Énergie Brookfield a reçu approximativement 44,7 millions d’actions échangeables, qu’elle a par la suite distribuées aux porteurs de parts dans le cadre de la distribution spéciale. À la clôture de la distribution spéciale, i) les porteurs de parts de société en commandite émises dans le public détenaient approximativement 42,8 % des actions échangeables émises et en circulation, ii) Brookfield et ses sociétés affiliées détenaient approximativement 57,2 % des actions échangeables émises et en circulation, et iii) une filiale d’Énergie Brookfield détenait la totalité des actions à droits de vote multiples de catégorie B émises et en circulation, soit les actions de catégorie B, de BEPC qui représentent un bloc de 75,0 % de droits de vote dans BEPC, et la totalité des actions sans droit de vote de catégorie C émises et en circulation, soit les actions de catégorie C, de BEPC, ce qui donne à Énergie Brookfield le droit à la valeur résiduelle de BEPC après le paiement du montant intégral à verser aux porteurs d’actions échangeables et d’actions de catégorie B. Énergie Brookfield contrôlait directement et indirectement BEPC avant la distribution spéciale et continue de la contrôler depuis la distribution spéciale par l’intermédiaire de ses participations dans BEPC. Les actions échangeables sont cotées à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto sous le symbole « BEPC ».
Les seuils utilisés pour calculer les droits aux distributions incitatives de Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, ont été réduits à respectivement 0,300 $ et 0,338 $ au versement de la distribution spéciale pour donner effet à celle-ci.
Le 31 juillet 2020, Énergie Brookfield a fait l’acquisition de TerraForm Power, Inc. (« TerraForm Power »), aux termes de laquelle Énergie Brookfield a acquis toutes les actions ordinaires de catégorie A de TerraForm Power qui n’étaient pas déjà détenues par Énergie Brookfield ou ses sociétés affiliées (les « actions de TerraForm Power émises dans le public »), soit une participation de 38 % dans TerraForm Power (l’« acquisition de TerraForm Power »). Conformément à l’acquisition de TerraForm Power, chaque porteur d’actions de TerraForm Power émises dans le public a reçu 0,47625 action échangeable de BEPC ou part de société en commandite, pour chaque action de TerraForm Power émise dans le public détenue par lui. L’acquisition de TerraForm Powera été conclue en échange de 37 035 241 actions échangeables et 4 034 469 parts de société en commandite. Après avoir tenu compte de la distribution spéciale et de l’acquisition de TerraForm Power, Brookfield et ses sociétés affiliées, y compris Énergie Brookfield en tant que détentrice d’actions échangeables et d’actions de catégorie B, détiennent environ 84,7 % des droits de vote dans BEPC. Les porteurs d’actions échangeables, autres que Brookfield et ses sociétés affiliées et Énergie Brookfield, détiennent environ 15,3 % de l’ensemble des droits de vote dans BEPC.
Concurremment à l’acquisition de TerraForm Power, Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec Brookfield en vertu de laquelle celle-ci a convenu d’accorder à Énergie Brookfield un certain nombre de droits de vote, y compris le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration de l’entité de Brookfield qui détient les actions de TerraForm Power. Par conséquent, d’un point de vue comptable, Énergie Brookfield contrôle TerraForm Power et l’inclut dans son périmètre de consolidation.
Par suite de l’acquisition de TerraForm Power, Brookfield détenait une participation directe et indirecte, soit 220 030 707 parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables, ce qui représente environ 51,5 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (en supposant que toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables en circulation ont été échangées). La participation restante, soit environ 48,5 %, est détenue par des investisseurs publics. Ces pourcentages supposent que toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables de BRELP et les actions échangeables sont échangées contre des parts de société en commandite (à raison de une pour une.) Compte tenu du placement secondaire, Brookfield Asset Management détient une participation directe et indirecte, soit 215 367 457 parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables, ce qui représente environ 50,4 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (en supposant que toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables en circulation ont été échangées). La participation restante, soit environ 49,6 %, est détenue par des investisseurs publics.
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