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Published: 2020-03-04

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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 N N U E L S
	E T N O T E S
	A U X 3 1 D É C E M B R E 2 0 1 9 E T 2 0 1 8
	E T P O U R L E S E X E R C I C E S C L O S
	L E S 3 1 D É C E M B R E 2 0 1 9 , 2 0 1 8 E T 2 0 1 7

					RESPONSABILITÉ DE LA DIRECTION
Responsabilité de la direction pour les états financiers Les états financiers consolidés ci-joints ont été préparés par la direction de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield »), à qui il incombe d’en assurer l’intégrité, l’uniformité, l’objectivité et la fiabilité. Pour assumer cette responsabilité, Énergie Brookfield applique des politiques, des procédures et des systèmes de contrôle interne visant à assurer que ses pratiques de présentation de l’information et que ses méthodes comptables et procédures administratives sont adéquates de manière à fournir un haut degré de certitude permettant de produire une information financière pertinente et fiable, et de veiller à la protection des actifs. Ces contrôles comprennent le choix judicieux et une formation soignée des membres du personnel, l’établissement de domaines de responsabilité bien définis, l’obligation de rendre compte sur le rendement et une communication à l’échelle de la société des politiques et du code de conduite. Les états financiers consolidés ont été préparés conformément aux Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board et, le cas échéant, reflètent les estimations fondées sur le jugement de la direction. Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., experts-comptables indépendants inscrits qui ont été désignés par les administrateurs du commandité d’Énergie Brookfield, a effectué l’audit des états financiers consolidés selon les normes du Public Company Accounting Oversight Board (aux États-Unis) pour qu’elle puisse donner aux porteurs de parts son opinion sur les états financiers consolidés. Son rapport explique l’étendue de son audit et exprime son opinion sur les états financiers consolidés. Les états financiers consolidés ont été revus, puis approuvés par le conseil d’administration du commandité d’Énergie Brookfield par l’entremise de son comité d’audit, lequel est composé d’administrateurs qui ne sont pas membres de la direction ou du personnel d’Énergie Brookfield. Le comité d’audit, dont les membres rencontrent les auditeurs et la direction pour revoir les activités de chacun et en faire rapport au conseil d’administration, encadre les responsabilités de la direction liées à la présentation de l’information financière et aux systèmes de contrôle interne. Les auditeurs ont un accès libre et direct au comité d’audit et s’entretiennent périodiquement avec ses membres, à la fois en présence et en l’absence de la direction, pour discuter des constatations de l’audit et d’autres faits établis.
Le chef de la direction,						Le chef de la direction des finances,

Sachin Shah						Wyatt Hartley
Le 28 février 2020
Brookfield Renewable Partners L.P.	États financiers consolidés audités		31 décembre 2019
		et notes de 2019
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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT Au conseil d’administration de Brookfield Renewable Partners Limited (commandité de Brookfield Renewable
Partners L.P.) et aux associés de Brookfield Renewable Partners L.P.
Opinion sur les états financiers consolidés Nous avons effectué l’audit des états consolidés de la situation financière ci-joints de Brookfield Renewable Partners
L.P. (« Énergie Brookfield » ou la « société en commandite »), aux 31 décembre 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. Rapport sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board
(« PCAOB ») des États-Unis, le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield au
31 décembre 2019, selon les critères établis dans le rapport intitulé « Internal Control – Integrated Framework » publié
par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (« le cadre de 2013 »), et notre rapport
daté du 28 février 2020 exprime une opinion sans réserve à son égard. Adoption de nouvelles normes comptables Comme l’explique la note 1 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 incombe à la direction d’Énergie Brookfield. Notre responsabilité consiste à
exprimer une opinion sur les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield, sur la base de nos audits. Nous sommes
un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et sommes tenus d’être indépendants d’Énergie Brookfield
conformément aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de
la Securities and Exchange Commission et du PCAOB 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. 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 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 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
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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 société en commandite évalue les actifs de production d’énergie (classés à titre
la question					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 30 714 millions $. Le montant des réévaluations au titre des immobilisations
					corporelles comptabilisé à l’état consolidé du résultat global totalisait 1 971 millions $ tandis
					qu’un montant total de 18 millions $ a été comptabilisé au compte consolidé de résultat pour
					l’exercice 2019. Conformément aux informations présentées aux alinéas h), q)(i) et r)(iii) de la
					note 1 et à la note 13, 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 acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du
nous avons					fonctionnement des contrôles sur les procédés de la direction pour établir la juste valeur des actifs
traité la					de production d’énergie. Nous avons testé les contrôles sur la revue par la direction des modèles
question dans le					d’évaluation, y compris les contrôles sur la revue et l’approbation de toutes les principales
cadre de l’audit					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 le même échantillon, une analyse de sensibilité sur les
					principales hypothèses 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.
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					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
Description de					Au cours de 2019, la société en commandite a conclu l’acquisition d’une centrale éolienne en
la question					Chine et d’une centrale éolienne en Inde pour une contrepartie totale de 239 millions $.
					Conformément à l’alinéa n) de la note 1 et à la note 3, les acquisitions sont comptabilisées 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 acquis une compréhension, évalué la conception et testé l’efficacité du
nous avons					fonctionnement des contrôles sur le processus d’acquisition, qui comprennent des contrôles sur la
traité la					revue de la répartition du prix d’acquisition et, plus particulièrement, la révision et l’approbation
question dans le					par la direction de toutes les hypothèses importantes utilisées pour établir la juste valeur des actifs
cadre de l’audit					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 hypothèses importantes susmentionnées pour chaque actif de
					production d’énergie acquis.
					Pour apprécier la juste valeur des actifs de production d’énergie acquis, nous avons évalué, avec
					l’aide de nos spécialistes en évaluation, la méthode d’évaluation de la société en commandite et
					nous avons testé l’exhaustivité et l’exactitude des données sous-jacentes des hypothèses
					importantes. Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui comprenaient, entre autres, le
					rapprochement du prix contractuel de l’électricité et des conventions d’achat d’électricité
					conclues. 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 évalué les taux d’actualisation et les prix futurs de
					l’électricité en fonction des taux d’intérêt de référence du marché et des prévisions spécifiques à
					la région en question. Nous avons comparé les dépenses d’exploitation et d’investissement à des
					rapports techniques fournis par des tiers. Nous avons également obtenu et passé en revue tous les
					documents justificatifs et les ententes en regard des acquisitions importantes. Nos procédures
					d’évaluation des hypothèses importantes comprennent la prise en compte des indicateurs de base
					du marché local et des lois et règlements pertinents, que nous avons comparés à l’analyse par la
					direction des hypothèses importantes utilisées pour établir la juste valeur des actifs de production
					d’énergie.


Comptables professionnels agréés Experts-comptables autorisés Nous agissons en tant qu’auditeur d’Énergie Brookfield depuis 2011. Toronto, Canada Le 28 février 2020
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					CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION FINANCIÈRE
					RAPPORT DE LA DIRECTION SUR LE CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD
						DE L’INFORMATION FINANCIÈRE
La direction de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») est responsable de l’établissement et du maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière est un processus conçu par le chef de la direction et le chef de la direction des finances ou sous leur supervision, et mis en œuvre par le conseil d’administration, la direction et d’autres membres du personnel pour fournir une assurance raisonnable quant à la fiabilité de l’information financière et de la préparation des états financiers pour des besoins externes conformément aux Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board, comme il est défini dans le règlement 240.13a-15(f) ou 240.15d-15(f). La direction a évalué l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield au
31 décembre 2019, selon les critères établis en vertu du rapport intitulé « Internal Control – Integrated Framework » publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission. En se fondant sur cette évaluation, la direction est arrivée à la conclusion que le contrôle interne d’Énergie Brookfield à l’égard de l’information financière était efficace au 31 décembre 2019. La direction a exclu de sa conception et de son évaluation les contrôles internes des investissements réalisés en 2019, notamment le portefeuille éolien en Inde d’une puissance de 210 MW et le portefeuille éolien en Chine d’une puissance de 200 MW, dont le total de l’actif et de l’actif net, sur une base combinée, constitue respectivement environ 1 % et moins de 1 % des montants inscrits aux états financiers consolidés au 31 décembre 2019, et respectivement 1 % et 2 % des produits et du résultat net pour l’exercice clos à cette date.
Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield au 31 décembre 2019 a été audité par Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant, qui a également audité les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield pour l’exercice clos le 31 décembre 2019. Comme il est mentionné dans le rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant, Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L. a exprimé une opinion sans réserve sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield en date du 31 décembre 2019.
Le chef de la direction,							Le chef de la direction des finances,

Sachin Shah							Wyatt Hartley
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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT

Au conseil d’administration de Brookfield Renewable Partners Limited (commandité de Brookfield Renewable Partners L.P.) et aux porteurs de parts de Brookfield Renewable Partners L.P. Opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Nous avons audité le contrôle interne à l’égard de l’information financière de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») au 31 décembre 2019, selon les critères établis en vertu du rapport intitulé « Internal Control – Integrated Framework » publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (« cadre de 2013 ») (les « critères du COSO »). À notre avis, Énergie Brookfield maintenait, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2019, selon les critères du COSO.

Comme il est mentionné dans le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière ci-joint, l’évaluation par la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière et les conclusions qu’elle en a tirées ne visent pas les contrôles internes du portefeuille éolien en Inde d’une puissance de 210 MW et du portefeuille éolien en Chine d’une puissance de 200 MW acquis en 2019, qui sont compris dans les états financiers consolidés de 2019 d’Énergie Brookfield et qui constituaient environ respectivement 2 % et 1 % du total de l’actif et de l’actif net au 31 décembre 2019 et 1 % et 1 % des produits et du résultat net de l’exercice clos à cette date. Notre audit du contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield ne comportait pas d’évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière du portefeuille éolien en Inde d’une puissance de 210 MW et du portefeuille éolien en Chine d’une puissance de 200 MW acquis en 2019. Nous avons également audité, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (« PCAOB ») des États-Unis, les états financiers consolidés de 2019 d’Énergie Brookfield, et notre rapport daté du 28 février 2020 exprime une opinion sans réserve à leur égard. Fondement de l’opinion Le maintien d’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière et l’évaluation de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière incombent à la direction d’Énergie Brookfield, et cette évaluation est présentée dans le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière ci-joint. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’Énergie Brookfield sur la base de notre audit. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du PCAOB et sommes tenus d’être indépendants d’Énergie Brookfield conformément aux règles de déontologie qui s’appliquent à notre audit des états financiers consolidés au Canada, 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 notre audit conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifi ons et réalisions l’audit de façon à obtenir l’assurance raisonnable qu’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière était maintenu, dans tous ses aspects significatifs. Notre audit a comporté l’acquisition d’une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, une évaluation du risque de l’existence d’une faiblesse significative, des tests et une évaluation de l’efficacité de la conception et du fonctionnement du contrôle interne à l’égard de l’information financière en fonction de notre évaluation du risque, ainsi que la mise en œuvre des autres procédures que nous avons jugées nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que notre audit constitue un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion.

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Définition et limites du contrôle interne à l’égard de l’information financière Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière est le processus visant à fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été dressés, aux fins de la publication de l’information financière, selon les Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board. Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière s’entend des politiques et procédures qui 1) concernent la tenue de comptes suffisamment détaillés qui donnent une image fidèle des opérations et des cessions d’actifs de la société; 2) fournissent une assurance raisonnable que les opérations sont enregistrées comme il se doit pour dresser les états financiers selon les Normes internationales d’information financière publiées par l’International Accounting Standards Board, et que les encaissements et décaissements de la société ne sont faits qu’avec l’autorisation de la direction et du conseil d’administration; et 3) fournissent une assurance raisonnable que toute acquisition, utilisation ou cession non autorisée des actifs de la société qui pourrait avoir une incidence importante sur les états financiers est interdite ou détectée à temps. En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information financière ne permette pas de prévenir ou de détecter certaines anomalies. De plus, toute projection du résultat d’une évaluation de son efficacité sur des périodes futures comporte le risque que les contrôles deviennent inadéquats en raison de changements de situation ou que le niveau de respect des politiques ou des procédures diminue.

Comptables professionnels agréés Experts-comptables autorisés Toronto, Canada Le 28 février 2020
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE					Note	2019	2018		2017
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ..................................................................................................					28	2 980 $	2 982 $	2 625 $
Autres produits .......................................................................................					8	57	50		47
Coûts d’exploitation directs ....................................................................					9	(1 012)	(1 036)		(978)
Coûts de service de gestion ....................................................................					28	(108)	(80)		(82)
Charge d’intérêts – emprunts ..................................................................					14	(682)	(705)		(632)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en équivalence ......................................					20	11	68		2
Change et perte latente sur les instruments financiers ............................					6	(33)	(34)		(46)
Charge d’amortissement .........................................................................					13	(798)	(819)		(782)
Divers .....................................................................................................					10	(91)	(82)		(15)
(Charge) recouvrement d’impôt .............................................................
Exigible ................................................................................................. 12						(65)	(30)		(39)
Différé ................................................................................................... 12						14	89		(49)
						(51)	59		(88)
Résultat net ..............................................................................................						273 $	403 $	51 $
Résultat net attribuable aux éléments suivants :
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans les filiales en exploitation ......................................................... 15						262 $	297 $	53 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ...................................................................... 15						—	1		(1)
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts
rachetables/échangeables détenues par Brookfield ........................... 15						(25)	17		(23)
Actions privilégiées .............................................................................. 15						26	26		26
Parts de société en commandite privilégiées ........................................... 16						44	38		28
Capitaux propres des commanditaires ..................................................... 17						(34)	24		(32)
						273 $	403 $	51 $
Résultat de base et dilué par part de société en commandite ...................						(0,19) $	0,13 $	(0,18) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE
					Note	2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Résultat net								....................................................................................		273 $	403 $	51 $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas reclassés en
résultat net
Réévaluation des immobilisations corporelles	............................... 13					1 971	4 558		872
Écart actuariel sur les régimes à prestations définies		...................... 30				(14)	9		(2)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus											........................................ 12	(376)	(975)		338
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise
								en équivalence				...................................................................... 20	175	426		54
Total des éléments qui ne seront pas reclassés en résultat net		...............								1 756	4 018		1 262
Autres éléments du résultat global qui pourraient être reclassés en
résultat net ...........................................................................................
Écart de conversion												...................................................................... 11	(101)	(825)		188
Profits (pertes) de l’exercice sur les instruments financiers désignés
comme couvertures de flux de trésorerie	......................................				6	29	(5)		4
Profit latent (perte latente) sur les swaps de change – couverture d’un
investissement net												.....................................................................	6					1	93		(94)
(Perte latente) profit latent sur les placements dans des titres de
													capitaux propres	......................................................................	6					35	(16)	(22)
Ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en
résultat net								................................................................................	6					7	18		(1)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus											.......................................... 12	(1)	(19)		11
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
													équivalence	20	(1)	̶		2
Total des éléments qui pourraient être reclassés en résultat net à une
date ultérieure								.............................................................................		(31)	(754)		88
Autres éléments du résultat global														....................................................		1 725	3 264		1 350
Résultat global								................................................................................		1 998 $	3 667 $	1 401 $
Résultat global attribuable aux :
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans les filiales en exploitation														................................................... 15	1 057 $	2 004 $	436 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield												.............................................................. 15	7	14		8
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net
dans une filiale société de portefeuille – parts
rachetables/échangeables détenues par Brookfield	........................ 15					351	683		370
Actions privilégiées												...................................................................... 15	54	(22)		65
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées					... 16	44	38		28
Capitaux propres des commanditaires											............................................... 17	485	950		494
										1 998 $	3 667 $	1 401 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
AUX 31 DÉCEMBRE					Note		2019	2018
(EN MILLIONS)
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ...					21		115 $	173 $
Liquidités soumises à restrictions . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... .					22	154	136
Créances clients et autres actifs courants . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...					23	718	607
Actifs liés à des instruments financiers . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ..					6	75	60
Montants à recevoir de parties liées . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... ...					28	60	65
Actifs détenus en vue de la vente . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ..					5	352	920
							1 474	1 961
Actifs liés à des instruments financiers. ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .					6	165	124
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence . ... ... ... ... .... ... .					20		1 889	1 569
Immobilisations corporelles à la juste valeur . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...					13		30 714	29 025
Goodwill. ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... .					18	821	828
Actifs d’impôt différé . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...					12	116	91
Autres actifs non courants . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . ....					24	512	505
								35 691 $	34 103 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ..					25		590 $	533 $
Passifs liés à des instruments financiers . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...					6	139	27
Montants à payer à des parties liées . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... ...					28	127	101
Emprunts sans recours . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...					14	685	495
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente . ... ... ... ... .... ... ... . .					5	137	533
							1 678	1 689
Passifs liés à des instruments financiers . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ..					6	39	111
Emprunts de la société mère . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .					14		2 100	2 328
Emprunts sans recours . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... .					14		8 219	7 895
Passifs d’impôt différé . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... .					12		4 537	4 140
Autres passifs non courants . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .					26	987	734
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
									en exploitation . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ...	15		8 742	8 129
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par
									Brookfield . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... .	15	68	66
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
									société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield . ... ... ..	15		3 315	3 252
Actions privilégiées . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...					15	597	568
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées . ... ... ... ... .... ... ... . ...					16	833	707
Capitaux propres des commanditaires . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .					17		4 576	4 484
								35 691 $	34 103 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. Approuvé au nom de Brookfield Renewable Partners L.P.

									Patricia Zuccotti		David Mann
									Administratrice		Administrateur
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. 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
	Gains									ne donnant						de	droit au résultat
												actuariels	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	échangeables	Total des
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE					commandi-	Écart de					Écart de	prestations	flux de													capitaux	comman-	des parts	Actions	filiales en				détenue par	détenues par	capitaux
(EN MILLIONS)					taires	conversion	réévaluation	définies	trésorerie												propres	ditaires	privilégiées	privilégiées	exploitation					Brookfield	Brookfield	propres
																		............. (948) $ (652) $
Solde au 31 décembre 2018											6 120 $	(6) $ (34) $							4 $	4 484 $		707 $	568 $				8 129 $		66 $	3 252 $	17 206 $
																			..............................
Résultat net					(34)		—				—	—	—						—	(34)	44	26				262		—	(25)	273
																		......
Autres éléments du résultat global					—		(35)				538	(4)	1						19	519	—	28				795		7	376	1 725
Parts privilégiées émises (note 17)																		.....	—		—					—	—	—					—	—	126	—			—		—	—	126
																		............
Apports en capital (note 16)					—		—				—	—	—						—	—	—	—				430		—	—	430
																			........................
Cessions (note 4)					—		—				—	—	—						—	—	—	—				(172)		—	—	(172)
					...
Distributions ou dividendes déclarés					(370)		—				—	—	—						—	(370)		(44)	(26)				(706)		(55)	(268)	(1 469)
Régime de réinvestissement des
																			............................
distributions						6	—				—	—	—						—	6	—	—				—		—	—	6
Divers																			....................................	227		(13)					(234)	1	1					(11)	(29)	—	1			4		50	(20)	6
Variation au cours de l’exercice																		........	(171)		(48)					304	(3)	2					8	92	126	29			613		2	63	925
Solde au 31 décembre 2019																		............. (1 119) $ (700) $	6 424 $	(9) $ (32) $							12 $	4 576 $		833 $	597 $			8 742 $		68 $	3 315 $	18 131 $
																		............. (259) $ (378) $
Solde au 31 décembre 2017											4 616 $	(9) $ (29) $							15 $	3 956 $		511 $	616 $				6 298 $		58 $	2 843 $	14 282 $
																			..............................
Résultat net					24		—				—	—	—						—	24	38	26				297		1	17	403
Autres éléments du résultat global																		......	—	(205)						1 131	3	5					(8)	926	—	(48)			1 707		13	666	3 264
																		................
Parts privilégiées émises					—		—				—	—	—						—	—	196	—				—		—	—	196
Parts de société en commandite
																		.............
rachetées pour annulation					(51)		—				—	—	—						—	(51)	—	—				—		—	—	(51)
Apports en capital																			.......................	—		—					—	—	—					—	—	—	—			307		—	—	307
																			...............................
Acquisition					—		—				—	—	—						—	—	—	—				21		—	—	21
Distributions ou dividendes déclarés					...	(355)		—				—	—	—						—	(355)		(38)	(26)				(553)		(45)	(255)	(1 272)
Régime de réinvestissement des
																			............................
distributions						8	—				—	—	—						—	8	—	—				—		—	—	8
Divers																			....................................	(315)		(69)					373	—	(10)						(3)	(24)	—	—			52		39	(19)	48
																		........
Variation au cours de l’exercice					(689)	(274)					1 504	3	(5)						(11)	528	196	(48)				1 831		8	409	2 924
																																											............. (948) $ (652) $
Solde au 31 décembre 2018											6 120 $	(6) $ (34) $							4 $	4 484 $		707 $	568 $				8 129 $		66 $	3 252 $	17 206 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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							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	échangeables	Total des
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE					comman-	Écart de					Écart de	prestations	flux de													capitaux	comman-	des parts	Actions	filiales en				détenue par	détenues par	capitaux
(EN MILLIONS)					ditaires	conversion	réévaluation					définies	trésorerie													propres	ditaires	privilégiées	privilégiées	exploitation				Brookfield	Brookfield	propres
Solde au 31 décembre 2016																		............ (257) $ (404) $	4 124 $	(8) $ (31) $							24 $ 3 448 $		324 $	576 $			5 589 $		55 $	2 680 $ 12 672 $
																			.............................
Résultat net					(32)		—				—	—	—							—	(32)	28	26				53		(1)	(23)	51
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																			......................	—		—					—	—	—						—	—	—	—		294		—	—	294
																			..............................
Acquisition					—		—				—	—	—							—	—	—	—				525		—	—	525
Distributions ou dividendes déclarés					..	(328)		—				—	—	—							—	(328)		(28)	(26)				(539)	(35)	(243)	(1 199)
Régime de réinvestissement des
																			...........................
distributions					10		—				—	—	—							—	10	—	—				—		—	—	10
																			...................................
Divers					—		—				(16)	—	—							—	(16)	—	1				(7)		29	(26)	(19)
																		.......
Variation au cours de l’exercice					(2)		26				492	(1)	2						(9)	508		187	40				709		3	163	1 610
																																										............ (259) $ (378) $
Solde au 31 décembre 2017											4 616 $	(9) $ (29) $							15 $ 3 956 $		511 $	616 $				6 298 $		58 $	2 843 $ 14 282 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.
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TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE
(EN MILLIONS)					Note	2019	2018	2017
Activités d’exploitation
Résultat net .........................................................................................................										273 $	403 $	51 $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement ....................................................................................					13	798	819	782
Perte latente sur le change et les instruments financiers ....................................					6	27	8	43
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence .................................................................					20	(11)	(68)	(2)
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...............................................................					12	(14)	(89)	49
Autres éléments sans effet de trésorerie ...............................................................									127	53	(6)
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence ...............................................................................................					20	64	42	31
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées ....................................................................................................									35	3	5
Variation nette des soldes du fonds de roulement ................................................					29	(87)	(68)	(25)
									1 212	1 103	928
Activités de financement
Produit tiré des bil ets à moyen terme .................................................................					14	449	231	—
Remboursement des bil ets à moyen terme .........................................................					14	(341)	(152)	(200)
Facilités de crédit de la société mère, montant net ..............................................									(422)	36	414
Produits tirés des emprunts sans recours .............................................................									1 759	2 283	1 131
Remboursement des emprunts sans recours ........................................................									(1 420)	(2 664)	(1 078)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation........................................					15	412	300	294
Remboursements de capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en exploitation........................................					15	(113)	—	—
Acquisition d’Isagen à des participations ne donnant pas le contrôle ..................					15	—	—	(5)
Émission de parts de société en commandite privilégiées ...................................					16	126	196	187
Émission de parts de société en commandite ......................................................									—	—
Rachat de parts de société en commandite ..........................................................					17	(1)	(51)	—
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
											les filiales en exploitation ...........................................................................	15	(706)	(553)	(539)
Aux porteurs d’actions privilégiées ...................................................................					15	(26)	(26)	(25)
Aux commanditaires détenant des parts privilégiées .........................................					16	(43)	(37)	(26)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP ................................ 15, 17						(684)	(643)	(591)
Emprunts auprès de parties liées ..........................................................................					14	936	200	—
Remboursements à des parties liées .....................................................................					14	(936)	(200)	—
									(1 010)	(1 080)	(27)
Activités d’investissement
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
dans l’entité acquise ........................................................................................					3	(202)	(39)	377
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la
mise en équivalence ........................................................................................					20	(194)	(420)	(439)
Investissement dans les immobilisations corporelles ...........................................					13	(195)	(235)	(355)
Produit de la cession d’actifs ................................................................................									274	23	150
Cession de (placements dans des) titres ...............................................................					6	7	27	(77)
Liquidités soumises à restrictions et autres ..........................................................									59	20	16
									(251)	(624)	(328)
(Perte) profit de change sur la trésorerie ..............................................................									(4)	(17)	3
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ........									(53)	(618)	576
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue
de la vente ...................................................................................................					5	(5)	(8)	—
Solde au début de l’exercice.............................................................................									173	799	223
Solde à la fin de l’exercice ...............................................................................										115 $	173 $	799 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés ...................................................................................................										636 $	665 $	611 $
Intérêts reçus ....................................................................................................										19 $	22 $	27 $
Impôts sur le résultat payés ..............................................................................										70 $	68 $	48 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. NOTES DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ANNUELS AUDITÉS
						Notes des états financiers consolidés	Page
Les activités de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie Brookfield ») consistent à détenir un portefeuille de centrales de production d’énergie renouvelable principalement en Amérique du Nord, en Colombie, au Brésil, en Europe, en Inde et en Chine. Sauf indication contraire, « Énergie Brookfield » désigne Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées. Énergie Brookfield est une société en commandite cotée en Bourse créée en vertu des lois des Bermudes, conformément à une convention de société en commandite modifiée et reformulée en date du 20 novembre 2011, dans sa version modifiée de temps à autre. Le bureau principal d’Énergie Brookfield est situé au 73 Front Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermudes. La société mère directe d’Énergie Brookfield est son commandité, Brookfield Renewable Partners Limited (« BRPL »), tandis que sa société mère ultime est Brookfield Asset Management Inc. (« Brookfield Asset Management »). Brookfield Asset Management et ses filiales, autres qu’Énergie Brookfield, sont désignées, individuellement et collectivement, comme « Brookfield » dans les présents états financiers. 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 »,						APPLICATION GÉNÉRALE
						1.	Mode de présentation et principales méthodes	15
							comptables
						2.	Principales filiales	35
						3.	Acquisitions	35
						4.	Cession d’actifs	40
						5.	Actifs détenus en vue de la vente	41
						6.	Gestion des risques et instruments financiers	42
						7.	Informations sectorielles	54

						RÉSULTATS CONSOLIDÉS D’EXPLOITATION
						8.	Autres produits	60
						9.	Coûts d’exploitation directs	60
						10.	Divers	61
						11.	Écart de conversion	61
						12.	Impôts sur le résultat	61

						SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE
						13.	Immobilisations corporelles à la juste valeur	64
						14.	Emprunts	139
						15.	Participations ne donnant pas le contrôle	144
						16.	Capitaux propres des commanditaires détenant	149
							des parts privilégiées
						17.	Capitaux propres des commanditaires	150
						18.	Goodwill	151
						19.	Gestion du capital	151
						20.	Participations comptabilisées selon la méthode	152
							de la mise en équivalence
						21.	Trésorerie et équivalents de trésorerie	153
						22.	Liquidités soumises à restrictions	153
						23.	Créances clients et autres actifs courants	154
						24.	Autres actifs non courants	154
						25.	Dettes fournisseurs et autres créditeurs	155
						26.	Autres passifs non courants	155
						27.	Engagements, éventualités et garanties	156

						DIVERS
						28.	Transactions entre parties liées	157
						29.	Renseignements supplémentaires	163
						30.	Prestations de retraite et avantages du
							personnel futurs	163
					« BEP.PR.G », « BEP.PR.I »,
						31.	Filiales faisant appel public à l’épargne	168
« BEP.PR.K », « BEP.PR.M » et « BEP.PR.O ».						32.	Événements postérieurs à la date de clôture	97

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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 28 février 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. 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 consolide les comptes de BRELP et ceux de ses filiales. De plus, BRELP a émis à l’intention de Brookfield des parts de société en commandite 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 (« Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield »).

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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 Brookfield consolide les comptes de ces entités. Se reporter à la note 28, « 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 r) ii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Transactions sous contrôle commun ». Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence Les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence sont des entités sur lesquelles Énergie Brookfield exerce une influence notable ou des partenariats qui constituent des coentreprises. L’influence notable représente la capacité de participer aux décisions liées aux politiques financières et opérationnelles de l’entreprise détenue, sans toutefois exercer un contrôle ou un contrôle conjoint sur ces entreprises détenues. Ces participations sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Une coentreprise est un type de partenariat dans lequel les parties exercent un contrôle conjoint et détiennent des droits sur l’actif net de celle-ci. Le contrôle conjoint est le partage contractuellement convenu du contrôle exercé sur une entreprise, qui n’existe que dans le cas où les décisions concernant les activités pertinentes requièrent le consentement unanime des parties partageant le contrôle. Énergie Brookfield comptabilise ses participations dans des coentreprises selon la méthode de la mise en équivalence. Selon cette méthode, la valeur comptable d’une participation dans une entreprise détenue est initialement comptabilisée au coût, puis ajustée en fonction de la quote-part d’Énergie Brookfield du résultat net, des autres éléments du résultat global, des distributions versées par la participation comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence et d’autres ajustements à la quote-part d’Énergie Brookfield dans l’entreprise détenue. c) 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

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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. 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 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 sterlings 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.

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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 c). 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 identifiés comme des contrats de location. Les contrats qui n’étaient pas identifiés 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. 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 145 millions $ et des obligations locatives de 147 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 5,5 %. La différence entre les engagements liés aux contrats de location d’un montant de 250 millions $ présentés au 31 décembre 2018 et les obligations locatives de 147 millions $ comptabilisées au 1er janvier 2019 est principalement due à la valeur temps de l’argent.

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d) 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 c). 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;
• Énergie Brookfield a le droit de décider de l’utilisation du bien. Lorsqu’Énergie Brookfield détient les droits
					décisionnels qui présentent le plus de pertinence pour apporter des changements quant à savoir comment utiliser le bien et à quelle fin l’utiliser, elle a le droit de décider de l’utilisation du bien. Dans de rares circonstances où les décisions quant à savoir comment utiliser le bien et à quelle fin l’utiliser sont prédéterminées, Énergie Brookfield a le droit de décider de l’utilisation du bien si :
					◦ Énergie Brookfield a le droit d’exploiter le bien (ou de décider de la manière dont le bien est
						exploité par d’autres) tout au long de la durée d'utilisation, sans que le fournisseur puisse changer les consignes d'exploitation, ou
					◦ Énergie Brookfield a conçu le bien d’une façon qui prédétermine comment l’utiliser et à quelle fin
						l’utiliser.
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.

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L’actif au titre du droit d’utilisation est par la suite amorti selon la méthode linéaire sur la période allant de la date de début jusqu’au terme de la durée d’utilité de cet actif, ou jusqu’au terme de la durée du contrat de location s’il est antérieur. La durée d’utilité estimée des actifs au titre de droits d’utilisation est déterminée sur la même base que celle des immobilisations corporelles. En outre, l’actif au titre du droit d’utilisation est périodiquement diminué des pertes de valeur, le cas échéant, et ajusté pour tenir compte de certaines réévaluations de l’obligation locative. L’obligation locative est évaluée initialement à la valeur actualisée des paiements de loyers qui n’ont pas été versés à la date de début, calculée à l’aide du taux d’intérêt implicite du contrat de location ou du taux d’emprunt marginal d’Énergie Brookfield si le taux d’intérêt implicite ne peut être déterminé facilement. En général, Énergie Brookfield utilise son taux d’emprunt marginal comme taux d’actualisation. Les paiements de loyers inclus dans l’évaluation de l’obligation locative comprennent ce qui suit :
• les paiements fixes, y compris les paiements de loyers fixes en substance; • les paiements de loyers variables qui sont fonction d’un indice ou d’un taux, initialement évalués au moyen
					de l’indice ou du taux en vigueur à la date de début;
• les sommes qu’Énergie Brookfield s’attend à devoir au bailleur au titre de garantie de valeur résiduelle; • le prix d’exercice de l’option d’achat qu’Énergie Brookfield a la certitude raisonnable d’exercer, les
					paiements de loyers pendant une période visée par une option de renouvellement si Énergie Brookfield a la certitude raisonnable d’exercer une option de prolongation, et les pénalités exigées en cas de résiliation anticipée du contrat de location à moins qu’Énergie Brookfield 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. 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 associés à ces contrats de location selon la méthode linéaire sur la durée du contrat de location.


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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 pareils 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. e) 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. f) 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. g) 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. h) 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 n), « 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.


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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
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. i) Dépréciation d’actifs Chaque date de clôture, la direction évalue s’il y a ou non une indication que les actifs ont perdu de la valeur. Pour les immobilisations corporelles et incorporelles non financières (y compris les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence), une perte de valeur est comptabilisée si la valeur recouvrable, considérée comme étant la valeur la plus élevée entre la juste valeur estimée, diminuée des coûts de la vente, et les flux de trésorerie futurs actualisés liés à l’utilisation et à la sortie éventuelle d’un actif ou d’une unité génératrice de trésorerie, est inférieure à la valeur comptable. Les projections des flux de trésorerie futurs tiennent compte des plans d’exploitation

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applicables et des meilleures estimations de la direction quant aux conditions les plus probables susceptibles de se produire. Si une perte de valeur est reprise ultérieurement, la valeur comptable de l’actif est augmentée à hauteur de la valeur la moins élevée entre l’estimation révisée de la valeur recouvrable et celle de la valeur comptable qui aurait été comptabilisée si aucune perte de valeur n’avait été comptabilisée antérieurement. j) Créances clients et autres actifs courants Les créances clients et autres actifs courants sont comptabilisés initialement à leur juste valeur, puis évalués au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif, diminué de toute provision pour pertes sur créances. k) Instruments financiers 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 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 JVAERG, les profits et les pertes ne peuvent 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. 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

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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. 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. 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. 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.


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Énergie Brookfield désigne ses dérivés comme couverture :
• du risque de change associé aux flux de trésorerie de transactions prévues hautement probables (couvertures
					des flux de trésorerie);
• du risque de change associé aux investissements nets dans des établissements à l’étranger (couvertures d’un
					investissement net);
• du risque sur marchandises associé aux flux de trésorerie de transactions prévues hautement probables
					(couvertures des flux de trésorerie);
• du risque de taux d’intérêt variable associé 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’elle 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. 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 latent (perte latente) sur les instruments financiers.

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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 profit latent (perte latente) 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. l) Comptabilisation des produits et des charges La majorité des produits sont tirés de la vente de l’électricité produite par les centrales d’Énergie Brookfield et des services auxiliaires qui y sont liés à la fois aux termes de contrats et sur le marché libre. Les obligations sont remplies à mesure que le client reçoit et consomme simultanément les avantages tandis qu’Énergie Brookfield livre de l’électricité et des produits connexes. Les produits sont comptabilisés selon la puissance et la capacité distribuées, aux tarifs contractuels établis ou aux tarifs en vigueur dans le marché. Les produits correspondent à la contrepartie qu’Énergie Brookfield s’attend à recevoir en échange de ces biens et services. Les coûts liés à l’achat d’électricité ou de combustible sont comptabilisés à la livraison. Tous les autres coûts sont comptabilisés à mesure qu’ils sont engagés. Pour de plus amples renseignements sur les produits par région géographique, 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. 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

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lieu à un ajustement à la baisse importante du montant cumulatif comptabilisé des produits lorsque l’incertitude connexe est résorbée. Brookfield Énergie 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 25 millions $ (17 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 des activités ordinaires de 15 millions $ (diminution des produits des activités ordinaires de 21 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. m) Impôts sur le résultat Les actifs et les passifs d’impôt exigible sont évalués afin de calculer le montant qui devrait être versé aux autorités fiscales, déduction faite des recouvrements, selon les taux d’imposition et les lois en vigueur ou pratiquement en vigueur aux dates de clôture. Les actifs et les passifs d’impôt exigible sont inclus respectivement dans les créances clients et autres actifs courants, et dans les dettes fournisseurs et autres créditeurs. L’impôt différé est comptabilisé lorsqu’il y a des différences temporaires imposables entre la base fiscale et la valeur comptable des actifs et des passifs. L’impôt différé n’est pas comptabilisé lorsque la différence temporaire résulte du goodwill ou de la comptabilisation initiale d’autres actifs et passifs dans le cadre d’une transaction qui n’est pas un

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regroupement d’entreprises et qui ne touche ni le bénéfice imposable ni le résultat comptable. Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés pour toutes les différences temporaires déductibles et les reports en avant de crédits d’impôt non utilisés et de pertes fiscales non utilisées, dans la mesure où il est probable que les déductions, les crédits d’impôt et les pertes fiscales puissent être utilisés. La valeur comptable des actifs d’impôt différé fait l’objet d’un examen à chaque date de clôture et est réduite dans la mesure où il n’est plus probable que les actifs d’impôt soient recouvrés. Les actifs et les passifs d’impôt différé sont évalués aux taux d’imposition qui devraient être en vigueur pour l’exercice au cours duquel l’actif sera réalisé ou le passif réglé, en fonction des taux d’imposition et des lois en vigueur ou pratiquement en vigueur à la date de clôture. Les impôts exigible et différé liés aux éléments comptabilisés directement dans les autres éléments du résultat global sont également comptabilisés directement dans les autres éléments du résultat global. n) Regroupements d’entreprises L’acquisition d’une entreprise est comptabilisée selon la méthode de l’acquisition. La contrepartie de chaque acquisition correspond au total des justes valeurs, à la date de l’échange, des actifs transférés, des dettes contractées à l’égard des anciens propriétaires de l’entreprise acquise, et des instruments de capitaux propres émis par l’acquéreur en échange du contrôle de l’entreprise acquise. Les actifs, passifs et passifs éventuels identifiables de l’entreprise acquise qui respectent les conditions de comptabilisation selon IFRS 3, Regroupements d’entreprises, 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

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sont inscrites dans le coût d’acquisition, quand elles sont considérées comme des ajustements liés à la période d’évaluation. Toutes les autres variations de la juste valeur de la contrepartie éventuelle classée à titre de passifs seront comptabilisées dans les comptes consolidés de résultat, tandis que les variations de la juste valeur de la contrepartie éventuelle classée dans les capitaux propres de la société ne font pas l’objet d’une réévaluation ultérieure. o) Actifs détenus en vue de la vente Les actifs 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. 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. p) Autres éléments i) Coûts inscrits à l’actif Les coûts inscrits à l’actif liés aux immobilisations en cours comprennent toutes les dépenses admissibles engagées relativement à l’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

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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 engagé, 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.
v) Provisions Une provision est un passif dont l’échéance ou le montant est incertain. Une provision est constituée lorsque 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.


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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. q) Estimations critiques Énergie Brookfield fait des estimations et pose des hypothèses qui influent sur la valeur comptable des actifs et des passifs, sur les informations relatives aux actifs et aux passifs éventuels ainsi que sur le montant déclaré des produits et des autres éléments du résultat global de l’exercice considéré. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. Les estimations et les hypothèses critiques dans la détermination des montants déclarés dans les états financiers consolidés portent sur les éléments suivants : i) Immobilisations corporelles La juste valeur des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est évaluée selon des estimations et des hypothèses quant aux prix futurs de l’électricité produite au moyen de sources renouvelables, à la production moyenne à long terme prévue, aux charges d’exploitation et aux dépenses d’investissement estimées 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 informations, se reporter à la note 1 r) iii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Immobilisations corporelles ». L’estimation des durées d’utilité et des valeurs résiduelles permet de calculer l’amortissement. Des révisions annuelles sont effectuées pour s’assurer de l’exactitude des durées d’utilité et des valeurs résiduelles. ii) Instruments financiers Énergie Brookfield fait des estimations et pose des hypothèses qui influent sur la valeur comptable de ses instruments financiers, y compris des estimations et hypothèses quant aux prix futurs de l’électricité, à la production moyenne à long terme, aux prix de la capacité, aux taux d’actualisation et au moment de la livraison de l’électricité. 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 détails. 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

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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. r) Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables Les jugements critiques rendus quant à l’application des méthodes comptables utilisées dans les états financiers consolidés et dont l’incidence est significative sur les montants qui y sont présentés portent sur les points suivants : i) Préparation des états financiers consolidés Les présents états financiers consolidés présentent la situation financière, les résultats d’exploitation et les flux de trésorerie d’Énergie Brookfield. Énergie Brookfield exerce son jugement pour déterminer si des filiales non entièrement détenues sont contrôlées par Énergie Brookfield. Pour ce faire, elle doit établir i) la façon dont les activités pertinentes de la filiale sont dirigées; ii) si les droits afférents aux participations sont des droits substantiels ou des droits de protection; et iii) la capacité d’Énergie Brookfield à influencer le rendement de la filiale. ii) Transactions sous contrôle commun Les regroupements d’entreprises sous contrôle commun sont spécifiquement exclus du champ d’application d’IFRS 3 et la direction a donc exercé son jugement pour choisir une méthode de comptabilisation appropriée pour ces transactions, et a pris en considération d’autres normes comptables pertinentes en tenant compte des principes énoncés dans les IFRS et de la réalité économique des transactions à l’étude, 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. iii) Immobilisations corporelles La méthode comptable traitant des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 h), « 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.

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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. iv) Instruments financiers La méthode comptable portant sur les instruments financiers d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 k), « Instruments financiers ». En ce qui a trait à l’application de cette méthode, le jugement se fonde sur les critères énoncés dans IFRS 9 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.

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v) Impôt différé La méthode comptable portant sur les impôts sur le résultat d’Énergie Brookfield est décrite à la note 1 m), « Impôts sur le résultat ». Pour l’application de cette méthode, il faut exercer du jugement pour déterminer la probabilité d’utilisation des déductions, des crédits d’impôt et des pertes fiscales. s) Modifications futures de méthodes comptables Diverses autres modifications et interprétations sont entrées en vigueur en 2019, mais n’ont pas eu d’incidence sur les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield. Mis à part l’adoption anticipée des modifications apportées à IFRS 3, à IFRS 9 et à IFRS 7 décrites à la note 1 c), 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	Pourcentage des
					constitution,	droits de vote
					d’enregistrement ou	détenus ou
					d’activité		contrôlés
BP Brazil US Subco LLC .....................................................................................					Delaware		100
Brookfield BRP Canada Corp...............................................................................					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.

3. ACQUISITIONS Le placement suivant 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 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 a conclu une convention de vote avec une société affiliée de Brookfield qui contrôle in fine le portefeuille éolien en Inde. En vertu de cette convention de vote, Énergie Brookfield a le droit de donner des directives

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dans le cadre de l’élection des administrateurs de la société affiliée de Brookfield qui contrôle in fine le portefeuille éolien en Inde. 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 compter de la date de l’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés 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 prévoit détenir une participation financière d’environ 25 %. 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. Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec une société affiliée de Brookfield qui contrôle in fine la centrale éolienne en Chine. 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 société affiliée de Brookfield qui contrôle in fine la centrale éolienne en Chine. 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 compter de la date de l’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au début de l’exercice, les produits tirés de la centrale éolienne en Chine se seraient élevés à 44 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019. La répartition du prix d’acquisition, à la juste valeur, à l’égard des acquisitions est la suivante :
						Portefeuille		Portefeuille
							éolien en		éolien en
					Note		Inde		Chine		Total
(EN MILLIONS)
Liquidités soumises à restrictions										................................................			14 $	2 $	16 $
Créances clients et autres actifs courants											......................................			14	51	65
Immobilisations corporelles										........................................................ 13	243		307	550
Passifs courants												.........................................................................			(1)				(23)	(24)
Tranche courante des emprunts sans recours	................................. 14													(12)	(18)	(30)
Instruments financiers															................................................................		(4)	—	(4)
Emprunts sans recours															............................................................... 14	(158)	(131)	(289)
Passifs d’impôt différé															...............................................................		(8)				(28)	(36)
Autres passifs non courants															........................................................		(9)	—	(9)
Juste valeur des actifs nets acquis										................................................			79 $	160 $	239 $

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Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence, Énergie Brookfield exerçant une influence notable grce à sa position dans l’entreprise, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date du placement. X-Elio En décembre 2019, 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 $. 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 %. 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.

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Répartition des prix d’acquisition La répartition définitive des prix d’acquisition, à la juste valeur, est la suivante :
							Northern
					Biotherm		Ireland Wind		Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie ............................................................						12 $	1 $	13 $
Créances clients et autres actifs courants ........................................................						7	—	7
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..................................................					158	53	211
Passifs courants ..............................................................................................						(3)	(4)	(7)
Tranche courante des emprunts sans recours ..................................................						(3)	—	(3)
Instruments financiers ....................................................................................						(2)	—	(2)
Emprunts sans recours ....................................................................................								(69)	(18)	(87)
Passifs d’impôt différé ....................................................................................								(35)	(4)	(39)
Participations ne donnant pas le contrôle........................................................								(21)	—	(21)
Juste valeur des actifs nets acquis ...................................................................						44	28	72
Goodwill .........................................................................................................						27	—	27
Prix d’acquisition ...........................................................................................						71 $	28 $	99 $
Réalisées en 2017 Les placements suivants ont été comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence, Énergie Brookfield exerçant une influence notable grce à sa position dans l’entreprise, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états financiers consolidés annuels audités à compter de la date du placement. 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. TerraForm Power En octobre 2017, de concert avec ses partenaires institutionnels, Énergie Brookfield a réalisé l’acquisition d’une participation de 51 % dans TerraForm Power, Inc. (« TerraForm Power »). TerraForm Power est un portefeuille diversifié d’envergure composé d’actifs d’énergie solaire et d’énergie éolienne d’une puissance de 2 600 MW situés principalement aux États-Unis. Énergie Brookfield détient une participation financière indirecte d’environ 16 % dans TerraForm Power, pour un placement net total de 203 millions $. Par le passé, Énergie Brookfield avait comptabilisé sa participation indirecte dans TerraForm Power comme un placement disponible à la vente. Le changement de traitement comptable, la méthode de la comptabilisation des placements disponibles à la vente ayant été abandonnée pour celle de la mise en équivalence, 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 inscrits à l’actif.

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En octobre 2017, Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec la filiale de Brookfield qui contrôle en dernier ressort TerraForm Power. En vertu de cette convention de vote, Énergie Brookfield a le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection d’un des quatre administrateurs de la filiale de Brookfield. Par conséquent, Énergie Brookfield exerce une influence notable sur cette filiale. 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 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	European
					Global		Wind	Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie ............................................................								611 $	— $	611 $
Liquidités soumises à restrictions ...................................................................						90		—		90
Créances clients et autres actifs courants ........................................................						62		1		63
Instruments financiers ....................................................................................						20		—		20
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..................................................					1 208		37		1 245
Actifs d’impôt différé .....................................................................................						18		—		18
Autres actifs non courants ..............................................................................						94		—		94
Passifs courants ..............................................................................................								(73)		(4)	(77)
Tranche courante des emprunts sans recours ..................................................					(1 183)		—		(1 183)
Instruments financiers ....................................................................................								(15)		—	(15)
Emprunts sans recours ....................................................................................						(5)		—		(5)
Passifs d’impôt différé ....................................................................................								(15)		(2)	(17)
Autres passifs non courants ............................................................................								(54)		—	(54)
Participations ne donnant pas le contrôle........................................................						(1)		—		(1)
Juste valeur des actifs nets acquis ...................................................................								757 $	32 $	789 $
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, 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 de 42 millions $ revenant à Énergie Brookfield). 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 de 74 millions $ revenant à Énergie Brookfield), ce qui a donné lieu à une perte sur cession de 6 millions $ qui a été comptabilisée au poste Divers des comptes consolidés de résultat. Immédiatement avant de

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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 quote-part 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. 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.

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En 2019, Énergie Brookfield a conclu 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 ».
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.

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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 % ......................	(7) $	(3) $				(3) $	(7) $	(10) $	(4) $
Diminution de 5 % ..........................	7		3							3		7	10	4
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentiel e, 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. 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 % .....................	20 $	30 $				4 $	32 $	44 $	79 $
Diminution de 5 % .........................	(24)		(30)							(4)		(32)	(44)	(79)
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentiel e, 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

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d’Énergie Brookfield, laquelle se limite à certains emprunts sans recours, dont la valeur totale du capital s’élevait à 3 146 millions $ (3 764 millions $ en 2018). De ce montant en capital, le taux d’intérêt d’une tranche de 1 151 millions $ (1 447 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 et la dette à taux variable 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 % .....................	34 $	(10) $							17 $		17 $	42 $	54 $
Diminution de 1 % .........................	(34)		11								(17)		(17)	(42)	(54)
1)	Les montants représentent l’incidence nette annuelle potentiel e, avant impôt.
b) Risque de crédit Le risque de crédit est le risque de perte découlant du non-respect, par un emprunteur ou une contrepartie, de ses obligations contractuelles. L’exposition d’Énergie Brookfield au risque de crédit lié aux instruments financiers a trait essentiellement aux obligations des contreparties à l’égard des contrats d’énergie, des swaps de taux d’intérêt, des contrats de change à terme et des transactions physiques d’électricité 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 23, « 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	...................................................................		548 $	448 $
Montants à recevoir de parties liées									.....................................................................................	60	65
Actif sur contrat										................................................................................................................	473	447
							1 081 $		960 $



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c) Risque de liquidité Le risque de liquidité représente le risque qu’Énergie Brookfield ne puisse pas combler des besoins de trésorerie ou s’acquitter d’une obligation à son échéance. Le risque de liquidité est atténué par les soldes de trésorerie et d’équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield et par son accès à des facilités de crédit non utilisées. Pour de plus amples renseignements sur la tranche non utilisée des facilités de crédit, se reporter à la note 14, « Emprunts ». Énergie Brookfield veille aussi à avoir accès aux marchés financiers et maintient une solide note de crédit de première qualité. Énergie Brookfield est également exposée au risque lié au financement par emprunt. Ce risque est atténué par la nature à long terme des instruments d’emprunt et par l’échelonnement des dates d’échéance sur une longue période. 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
						1 an	5 ans		5 ans	Total
(EN MILLIONS)
Dettes fournisseurs et autres créditeurs .....................................						590 $	— $	— $	590 $
Passifs liés à des instruments financiers1 ...................................						139	30		9		178
Montants à payer à des parties liées...........................................						127	—		—		127
Autres passifs non courants – paiements relatifs aux
concessions ...........................................................................						1	4		9		14
Obligations locatives .................................................................						24	68		100		192
Emprunts de la société mère1 .....................................................						—	607		1 500		2 107
Emprunts sans recours1 ..............................................................						685	2 681		5 598		8 964
Intérêts à payer sur les emprunts2 ..............................................						597	1 990		2 087		4 674
Total ...........................................................................................						2 163 $	5 380 $		9 303 $	16 846 $

	Moins de						De 2 à		Plus de
AU 31 DÉCEMBRE 2018
						1 an	5 ans		5 ans	Total
(EN MILLIONS)
Dettes fournisseurs et autres créditeurs .....................................						533 $	— $	— $	533 $
Passifs liés à des instruments financiers1 ...................................						27	57		54		138
Montants à payer à des parties liées...........................................						101	—		—		101
Autres passifs non courants – paiements relatifs aux
concessions ...........................................................................						1	4		10		15
Emprunts de la société mère1 .....................................................						6	1 344		990		2 340
Emprunts sans recours1 ..............................................................						489	2 806		5 164		8 459
Intérêts à payer sur les emprunts2 ..............................................						577	1 906		1 684		4 167
Total ...........................................................................................						1 734 $	6 117 $		7 902 $	15 753 $
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.

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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. 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.


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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 ...............		115 $				— $	— $	115 $	173 $
Liquidités soumises à restrictions1 ..........................		173							—					—		173		181
Actifs liés à des instruments financiers2 .........
Contrats d’énergie dérivés ............................		—							53					23		76		3
Swaps de taux d’intérêt ...................................		—							—					—		—		9
Swaps de change .............................................		—							4					—		4		55
Placements dans des titres de
capitaux propres ............................................		25							87					48		160		117
Immobilisations corporelles .............................		—							—	30 714	30 714	29 025
Passifs évalués à la juste valeur :
Passifs liés à des instruments financiers2 ........
Contrats d’énergie dérivés ..............................		—							(8)					—		(8)		(22)
Swaps de taux d’intérêt ...................................		—							(131)					—		(131)		(116)
Swaps de change .............................................		—							(39)					—		(39)		—
Contrepartie éventuelle3 .................................		—							—					(11)		(11)		(3)
Actifs pour lesquels la juste valeur est
présentée :
Participations comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence4 ...........	1 010							—					—		1 010		703
Passifs pour lesquels la juste valeur est
présentée :
Emprunts de la société ....................................	(1 905)							(299)					—	(2 204)	(2 367)
Emprunts sans recours ....................................		(416)	(9 157)							—	(9 573)	(8 696)
Total ................................................................		(998) $				(9 490) $	30 774 $	20 286 $	19 062 $
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.
4)	La juste valeur correspond aux placements d’Énergie Brookfield dans les actions ordinaires cotées en Bourse de TerraForm Power, Inc.
Aucun reclassement n’a eu lieu au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2019.

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Information sur les instruments financiers Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux
31 décembre :
						2019			2018
								Actif	Actif
					Actif	Passif	(passif) net	(passif) net
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés .........................................................					76 $	8 $	68 $	(19) $

Swaps de taux d’intérêt									.......................................................	—						131	(131)		(107)
Swaps de change											................................................................	4					39		(35)		55
Placements dans des titres de capitaux propres	......................				160						—		160		117
Total												.................................................................................	240					178		62		46
Moins : tranche courante									.....................................................	75						139	(64)		33
Tranche non courante									..........................................................	165 $	39 $		126 $	13 $

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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 :
					Note	2019	2018		2017
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice								...........................................................		46 $	(85) $	(28) $
Augmentations (diminutions) de la position nette du passif au titre des
instruments financiers :
										(Perte latente) profit latent par le biais des autres éléments du
										résultat global sur les placements dans des titres de capitaux
										propres ....................................................................................	a)		35				(16)		(20)
										(Perte latente) par le biais du résultat net sur les contrats
										d’énergie dérivés .....................................................................	b)		15				(3)		(5)
										(Perte latente) par le biais des autres éléments du résultat global
										sur les contrats d’énergie dérivés ............................................	b)		38				—		(17)
										Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les
										swaps de taux d’intérêt ............................................................	c)		(22)				17		1
										Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du
										résultat global sur les swaps de taux d’intérêt .........................	c)		(2)				14		18
										Profit latent (perte latente) par le biais du résultat net sur les
										swaps de change ......................................................................	d)		(23)				76		(29)
										Profit latent (perte latente) par le biais des autres éléments du
										résultat global sur les swaps de change ...................................	d)		—				87		(94)
										Acquisitions, règlements et autres ...............................................			(25)				(44)		89
Solde à la fin de l’exercice								..............................................................		62 $	46 $	(85) $

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	........................				a)		160 $	117 $	159 $

Actifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
										Contrats d’énergie dérivés...........................................................	b)		53 $	3 $	— $
										Swaps de taux d’intérêt ...............................................................	c)		—				—		1
										Swaps de change .........................................................................	d)		4				32		19
Positions nettes											.............................................................................		57 $	35 $	20 $

Actifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
										Contrats d’énergie dérivés...........................................................	b)		23 $	— $	— $
										Swaps de taux d’intérêt ...............................................................	c)		—				9		5
										Swaps de change .........................................................................	d)		—				23		1
Positions nettes											.............................................................................		23 $	32 $	6 $

Passifs dérivés non désignés comme instruments de couverture :
										Contrats d’énergie dérivés...........................................................	b)		(8) $	(7) $	(5) $
										Swaps de taux d’intérêt ...............................................................	c)		(123)				(82)		(107)
										Swaps de change .........................................................................	d)		(17)				—		(33)
Positions nettes											.............................................................................		(148) $	(89) $	(145) $

Passifs dérivés désignés comme instruments de couverture :
										Contrats d’énergie dérivés	.....................................................	b)		— $	(15) $	(14) $
										Swaps de taux d’intérêt	.........................................................	c)		(8)				(34)		(48)
										Swaps de change	..................................................................	d)		(22)				—		(63)
Positions nettes											.............................................................................		(30) $	(49) $	(125) $

Total des instruments financiers, montant net	....................................					62 $	46 $	(85) $


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a) 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. b) Contrats d’énergie dérivés Énergie Brookfield a conclu des contrats d’énergie dérivés à long terme principalement afin de stabiliser ou d’éliminer le risque de prix à la vente d’une partie de la production d’électricité future. Certains contrats d’énergie sont comptabilisés dans les états financiers consolidés d’Énergie Brookfield à un montant équivalant à leur juste valeur, laquelle est établie selon les prix du marché, ou, si aucun cours de marché n’est disponible, selon un modèle d’évaluation utilisant à la fois des éléments probants et des prévisions établis en interne et provenant de tierces parties. Il existe un lien économique entre les éléments couverts et les instruments de couverture puisque les conditions des contrats d’énergie dérivés correspondent à celles des transactions prévues hautement probables (c.-à-d., montant notionnel et date prévue de paiement). Énergie Brookfield a établi un ratio de couverture de 1:1 pour les relations de couverture 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 15 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 6 millions $ en 2018 et profits de 23 millions $ en 2017). Selon les prix du marché au 31 décembre 2019, des profits latents de 21 millions $ (pertes de 14 millions $ en 2018 et pertes de 9 millions $ en 2017) 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.

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Le tableau suivant présente les contrats d’énergie dérivés désignés comme instruments de couverture :
					31 décembre	31 décembre
Contrats d’énergie dérivés						2019	2018
Valeur comptable (actif/(passif)) .........................................................................						23	(15)
Montant notionnel – en millions de dollars américains .......................................						175	188
Montant notionnel – en GWh ..............................................................................						4 650	5 024
Taux de couverture moyen pondéré pour l’exercice ($/MWh) ............................						38	37
Dates d’échéance .................................................................................................					2020 – 2022	2019 – 2020
Ratio de couverture..............................................................................................						1:1	1:1
Variation de la valeur au comptant actualisée des instruments de
couverture en vigueur ....................................................................................						29	(8)
Variation de la juste valeur de l’élément couvert utilisé afin de déterminer
l’efficacité de la couverture ...........................................................................						(29)	9
Il n’y a aucune perte découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Perte latente 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 (2 millions $ en 2018). c) 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 1 298 millions $ étaient en cours (1 444 millions $ en 2018), y compris 720 millions $ (383 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 2,9 % (3,6 % en 2018 et 4,5 % en 2017).

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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 14 millions $ (10 millions $ en 2018 et 18 millions $ en 2017) 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)) ........................................................................						(8)	(25)
Montant notionnel – $ ........................................................................................						124	178
Montant notionnel – $ CA1 .................................................................................						227	151
Montant notionnel – €1 .......................................................................................						—	377
Montant notionnel – £1 .......................................................................................						—	99
Montant notionnel – COP1 .................................................................................						227	256
Dates d’échéance ................................................................................................					2021 – 2034	2019 – 2036
Ratio de couverture.............................................................................................						1:1	1:1
Variation de la valeur au comptant actualisée des instruments de couverture
en vigueur .....................................................................................................						(8)	8
Variation de la juste valeur de l’élément couvert utilisé afin de déterminer
l’efficacité de la couverture ..........................................................................						10	(2)
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.
Le profit découlant de l’inefficacité de la couverture comptabilisée au poste Perte latente 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). d) 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

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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 1 167 millions $ étaient en cours (1 844 millions $ en 2018), y compris 555 millions $ (957 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 (aucune perte en 2018 et pertes de 48 millions $ en 2017). 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)							....................................................................	(22)	23
Montant notionnel des couvertures du dollar canadien1		..................................				—	419
Montant notionnel des couvertures de l’euro1	...............................................					146	221
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 – 2021	2019
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/$)	.....................................					—	1,34
Contrats de change à terme de gré à gré (€/$)	...........................................					0,90	0,82
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
						Couvertures	dans des titres
						de flux de	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.

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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 nous ne détenons 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 d’Énergie Brookfield sur ces éléments ni n’annule son exposition à ceux-ci. Énergie Brookfield présente donc ses résultats et les informations sectorielles des périodes antérieures selon ces secteurs. Conformément à IFRS 8, Secteurs opérationnels, 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. Sauf lorsqu’il s’agit d’informations financières au prorata susmentionnées, les méthodes comptables utilisées pour les secteurs à présenter sont les mêmes que celles décrites à la note 1, « Mode de présentation et principales méthodes comptables ». Énergie Brookfield analyse la performance 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’intérêt, 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 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 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			Accumulation				Amérique du	Amérique du
					équivalence	le contrôle	les IFRS1		Énergie 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		(379)	1 338		2 980
Autres produits........................							13						19		—			2	4	—						—	17	—		33		88		(17)	(14)		57
Coûts d’exploitation directs .....							(286)						(72)		(93)			(62)	(32)	(9)						(4)	(38)	(46)	(23)	(665)	108		(455)		(1 012)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ...........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—		—		—		288		26		314
BAIIA ajusté ...........................							632						181		144			163	67	28						16	162	41		10		1 444		—		895
Coûts de service de gestion							—						—		—			—	—	—						—	—	—		(108)	(108)	—		—		(108)
Charge d’intérêts – emprunts ...							(156)						(20)		(34)			(66)	(17)	(8)						(5)	(59)	(13)	(92)	(470)	104		(316)		(682)
Charge d’impôt exigible ..........							(7)						(11)		(9)			(3)	(2)	(1)						(1)	—	(1)		—		(35)	9		(39)		(65)
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 ...........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—		—		—		(113)	(12)		(125)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle .............................							—						—		—			—	—	—						—	—	—		—		—		—		(528)		(528)
Fonds provenant des activités ..							469						150		101			94	48	19						10	103	27		(260)	761		—		—
Charge d’amortissement ..........							(227)						(84)		(21)			(157)	(47)	(17)						(5)	(65)	(23)		(4)	(650)	155		(303)		(798)
Change et perte latente sur les
instruments financiers ...........							11						(5)		(2)			(2)	(10)	(3)						1	1	(3)	(18)	(30)	9		(12)		(33)
Recouvrement
d’impôt différé ......................							(27)						4		(4)			24	11	—						—	15	—		46		69		(41)	(14)		14
Divers .....................................							(76)						(6)		(2)			(23)	(9)	2						—	(49)	—		(46)	(209)	55		63		(91)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ...........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—		—		—		(178)	—		(178)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas
le contrôle .............................							—						—		—			—	—	—						—	—	—		—		—		—		266		266
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ...................							150						59		72			(64)	(7)	1						6	5	1		(282)	(59)	—		—		(59)
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 262 millions $ est composé des montant présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

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Le tableau qui suit présente les résultats 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 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 le 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		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	(286)	1 338	2 982
Autres produits ......................							12						5		4			2	11	—						—	5	—	7	46	(7)	11	50
Coûts d’exploitation directs ...							(286)						(76)		(94)			(64)	(27)	(9)						(4)	(34)	(36)	(23)	(653)	86	(469)	(1 036)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—	—	—	207	20	227
BAIIA ajusté .........................							619						173		126			157	57	33						8	117	49	(16)	1 323	—	900
Coûts de service de gestion ...							—						—		—			—	—	—						—	—	—	(80)	(80)	—	—	(80)
Charge d’intérêts – emprunts .							(172)						(22)		(38)			(63)	(17)	(9)						(4)	(45)	(17)	(99)	(486)	82	(301)	(705)
Impôt exigible .......................							(4)						(9)		(2)			(1)	(2)	—						1	—	—	—	(17)	3	(16)	(30)
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 .........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—	—	—	(85)	(12)	(97)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des participations
ne donnant pas le contrôle ...							—						—		—			—	—	—						—	—	—	—	—	—	(571)	(571)
Fonds provenant des activités							443						142		86			93	38	24						5	72	32	(259)	676	—	—
Charge d’amortissement ........							(231)						(136)		(18)			(122)	(43)	(13)						(2)	(40)	(23)	(2)	(630)	96	(285)	(819)
Change et perte latente sur les
instruments financiers ..........							(1)						(1)		7			2	9	(10)						3	(9)	(2)	—	(2)	(3)	(29)	(34)
Charge d’impôt différé ..........							(1)						1		18			20	2	—						—	21	—	24	85	(50)	54	89
Divers ...................................							(21)						(3)		(6)			(11)	(1)	—						(2)	(11)	(9)	(23)	(87)	19	(14)	(82)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................							—						—		—			—	—	—						—	—	—	—	—	(62)	—	(62)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle .....................							—						—		—			—	—	—						—	—	—	—	—	—	274	274
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 .................							189						3		87			(18)	5	1						4	33	(2)	(260)	42	—	—	42
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 68 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 297 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

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Le tableau qui suit présente les résultats 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 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 :
	Attributable 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 IFRS1				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	(74 )	1 020	2 625
Autres produits ....................................................................								1			12	2	—	—								—		—						6	19	40	(11 )	18	47
Coûts d’exploitation directs .................................................								(281 )			(77 )	(94 )	(42 )	(20 )								(4)		(2 )						(32 )	(25 )	(577 )	28	(429 )	(978 )
Quote-part du BAIIA ajusté découlant des participations
comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence ...................................................................								—				—		—		—	—									—		—							—		—		—	57		—		57
BAIIA ajusté .......................................................................								665			178	99	119	26								22		6					33	(6 )	1 142	—	609
Coûts de service de gestion ..................................................								—			—	—	—	—								—		—						—	(82 )	(82 )	—	—	(82 )
Charge d’intérêts – emprunts ...............................................								(180 )			(18 )	(42 )	(45 )	(10 )								(6)		(3 )						(14 )	(89 )	(407 )	21	(246 )	(632 )
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 ....................................								—				—		—		—	—									—		—							—		—		—	(22 )	—		(22 )
Quote-part des fonds provenant des activités découlant des
participations ne donnant pas le contrôle ............................								—				—		—		—	—									—		—							—		—		—	—		(341 )	(341 )
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 )	22	(265 )	(782 )
Change et perte latente sur les instruments financiers ..........								(12 )			(3 )	(3 )	1	(14 )								—		(1 )						—	(15 )	(47 )	2	(1 )	(46 )
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...............................								(67 )			2	(10 )	28	5								—		1					—	16	(25 )	(3 )	(21 )	(49 )
Divers ..................................................................................								(17 )			(8 )	6	(4 )	4				2		(3 )						—	(6 )	(26 )	12	(1 )	(15 )
Quote-part des résultats découlant des participations
comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence ...................................................................								—				—		—		—	—									—		—							—		—		—	(33 )	—		(33 )
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas
le contrôle ..........................................................................								—				—		—		—	—									—		—							—		—		—	—		288		288
Résultat net attribuable aux porteurs de parts2 ......................								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 2 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 53 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.

2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

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Le tableau suivant présente de l’information relative à certains éléments de l’état de la situation financière d’Énergie Brookfield par secteur :
						Apport des
	Attribuable aux porteurs de parts
					participations	Attribuables

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

Au 31 décembre 2019 :
Trésorerie et équivalents
											(89) $
de trésorerie .................														10 $							7 $	10 $								18 $	21 $	2 $					5 $	63 $	6 $		1 $				143 $	61 $				115 $
Immobilisations
corporelles à la juste
								1 938		732	(4 147)
valeur ..........................													11 488				1 773	2 556							628		368																187	2 018				—	21 688	13 173	30 714
								2 126		780	(2 872)
Total de l’actif ................													12 218				2 027	2 705							692		391																233	2 266				103	23 541	15 022	35 691
								208		235	(2 157)
Total des emprunts .........													3 070	449	1 221							326		71																124	1 470			2 107	9 281	3 880	11 004
								148			(715)
Autres passifs .................													2 877	499						597		100		10																28		335	31		248	4 873	2 398	6 556
Pour l’exercice clos le

31 décembre 2019 :
Nouvelles
immobilisations
											(121)
corporelles ................								112						41	13						121		21		3																—		—	26		3					340		144		363

Au 31 décembre 2018 :
Trésorerie et équivalents
											(81) $
de trésorerie .................								6 $							37 $				7 $							30 $	29 $	5 $						2 $	41 $	9 $	3 $				169 $	85 $				173 $
Immobilisations
corporelles à la juste
								1 907		686	(3 529)
valeur ..........................													11 498				1 609	2 480							819		348																36	1 354				(9)	20 728	11 826	29 025
								2 105		746	(2 483)
Total de l’actif ................													12 125				1 868	2 554							939		379																56	1 650				161	22 583	14 003	34 103
								198		249	(1 972)
Total des emprunts .........													2 995					419	1 210							463		75																31	1 021			2 328	8 989	3 701	10 718
								150			(511)
Autres passifs .................													2 764					434							536		124		7																3		255	31		211	4 515	2 175	6 179
Pour l’exercice clos le

31 décembre 2018 :
Nouvelles
immobilisations
											(16)
corporelles ................								96						30				7							11		10		—																—		9	3		6				172	145	301
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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)
États-Unis								..............................................................................................	924 $		926 $	871 $
Colombie								...............................................................................................	979		896		797
Canada								..................................................................................................	384		428		480
Brésil								....................................................................................................	401		429		366
Europe								..................................................................................................	121		126		111
Asie	......................................................................................................					171		177		—
										2 980 $		2 982 $	2 625 $
Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence par région géographique :
(EN MILLIONS)					31 décembre 2019	31 décembre 2018
États-Unis								.................................................................................................	13 071 $	12 705 $
Colombie								..................................................................................................	7 353		6 665
Canada								.....................................................................................................	6 149		5 705
Brésil								.......................................................................................................	3 631		3 553
Europe								.....................................................................................................	1 539		1 624
Asie	.........................................................................................................						860		342
						32 603 $	30 594 $

8. AUTRES PRODUITS Les autres produits d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)										2019		2018	2017
Intérêts et autre revenu de placement ...............................................................										29 $	22 $	32 $
Profit sur la prestation de services réglementaires ............................................										14	—	—
Profit sur les placements disponibles à la vente	...........................................				—		—		15
Divers ...............................................................................................................										14		28		—
										57 $	50 $	47 $
9. COÛTS D’EXPLOITATION DIRECTS Les coûts d’exploitation directs d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre s’établissent
comme suit :
(EN MILLIONS)										Note		2019		2018	2017
Activités, entretien et administration											...............................................		(543) $		(581) $	(567) $
Redevances sur l’eau, impôt foncier et autres	..................................									(140)		(142)		(161)
Achat de combustible et d’électricité1											.............................................		(309)		(289)		(226)
Frais de commercialisation de l’énergie											.......................................... 28	(20)		(24)		(24)
												(1 012) $		(1 036) $	(978) $
1)		L’achat de combustible et d’électricité est principalement attribuable à notre portefeuille en Colombie.
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10. DIVERS Le poste Divers d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre se composait de ce qui suit :
(EN MILLIONS)					2019	2018		2017
Coûts de transaction .............................................................................					(1) $	(2) $	(9) $
Variation de la juste valeur des immobilisations corporelles ................					(21)		(44)		(33)
Divers ...................................................................................................					(69)		(36)		27
					(91) $	(82) $	(15) $
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 :
(EN MILLIONS)							Note		2019	2018	2017
Écart de conversion sur ce qui suit :
Immobilisations corporelles à la juste valeur	................................. 13				61 $				(1 512) $	506 $
Emprunts									.................................................................................. 14	(133)				537		(282)
Passifs et actifs d’impôt différé										.................................................... 12	(43)				184		(82)
Autres actifs et passifs											................................................................		14				(34)		46
									(101) $	(825) $	188 $
12. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Les principales composantes du recouvrement (de la charge) d’impôt pour les exercices clos les 31 décembre
s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)						2019	2018	2017
Recouvrement (charge) d’impôt applicable à l’élément suivant :
Impôt exigible
Attribuable à la période considérée										.............................................			(65) $	(30) $	(39) $
Impôt différé
Impôts sur le résultat – création et reprise des différences
												temporaires ................................................................................			26	2		8
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de
												nouvelles lois fiscales ................................................................			1	95		(42)
Lié à des différences temporaires non comptabilisées et à des
												pertes fiscales ............................................................................			(13)	(8)		(15)
									14	89		(49)
Total du recouvrement (de la charge) d’impôt	................................				(51) $	59 $	(88) $



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Les principales composantes du recouvrement (de la charge) d’impôt différé pour les exercices clos les 31 décembre comptabilisées directement dans les autres éléments du résultat global s’établissent comme suit :
(EN MILLIONS)					2019	2018		2017
Impôt différé attribuable aux éléments suivants :
Instruments financiers désignés comme couvertures de flux de trésorerie									......	— $	(2) $	(4) $
Divers										....................................................................................................	2				(20)	15
Écart de réévaluation
Création et reprise des différences temporaires	...........................................				(356)			(1 117)	(248)
Lié aux variations des taux d’imposition ou à l’adoption de nouvelles lois
										fiscales	..............................................................................................	(59)				54	586
								(413) $	(1 085) $	349 $
(La charge) le recouvrement d’impôt au taux effectif d’Énergie Brookfield pour les exercices clos les 31 décembre est différent(e) du recouvrement au taux prévu par la loi en raison des différences suivantes :
					2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
(Charge) recouvrement d’impôt au taux prévu par la loi1		...............................			(94) $	(100) $	(50) $
Diminution (augmentation) découlant des éléments suivants :
Augmentation des actifs d’impôt non comptabilisés	....................................				(17)				(8)	(15)
Écart entre le taux d’imposition prévu par la loi et le taux d’imposition
futur										..................................................................................................	1		95		(37)
Résultat des filiales imposé à différents taux	..............................................				55				75		14
Divers										....................................................................................................	4				(3)	—
Recouvrement (charge) d’impôt au taux effectif	............................................				(51) $	59 $	(88) $
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 15,74 % ((17,15) % en 2018 et 63,31 % en 2017). Le taux d’imposition effectif est inférieur au 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 $	3 $	8 $
2024 et par la suite											.....................................................................................	102		85		108
								105 $	88 $	116 $

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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 la
						valeur fiscale	(Passifs) actifs
					Pertes autres	et la valeur	nets d’impôt
					qu’en capital		comptable		différé
(EN MILLIONS)
Au 1er janvier 2017							....................................................................................	499 $	(4 151) $	(3 652) $
Comptabilisés en résultat net										......................................................................	(97)				48		(49)
Comptabilisés dans les capitaux propres											......................................................	13				341		354
Regroupements d’entreprises										......................................................................	79				(63)		16
Écart de conversion							...................................................................................	14				(94)		(80)
Au 31 décembre 2017							................................................................................	508	(3 919)		(3 411)
Comptabilisés en résultat net										......................................................................	(60)				149		89
Comptabilisés dans les capitaux propres											......................................................	1				(985)		(984)
Regroupements d’entreprises										......................................................................	—				73		73
Écart de conversion							...................................................................................	(20)				204		184
Au 31 décembre 2018							................................................................................	429	(4 478)	(4 049)
Comptabilisés en résultat net										......................................................................	8		6		14
Comptabilisés dans les capitaux propres											......................................................	11				(384)		(373)
Regroupements d’entreprises										......................................................................	7				23		30
Écart de conversion							...................................................................................	9				(52)		(43)
Au 31 décembre 2019							................................................................................	464 $	(4 885) $	(4 421) $
Les passifs d’impôt différé comprennent des passifs de 4 038 millions $ (3 685 millions $ en 2018 et 2 561 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 s’élève à 3 628 millions $ (3 398 millions $ en 2018 et 1 549 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 :
		Hydro-			Énergie	Énergie
	Note		électricité					éolienne		solaire		Divers1		Total2
(EN MILLIONS)
Au 31 décembre 2017									............................		22 399 $			3 803 $		575 $	319 $	27 096 $
Ajouts										.................................................		212						36		47		6		301
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises											......................................	3		—						125		86		—		211
Transferts vers les actifs détenus en vue
de la vente											........................................	5		—						(58)		(691)		—		(749)
Éléments comptabilisés par le biais des
autres éléments du résultat global :												.....
Variation de la juste valeur													..................		3 775						466		313		4		4 558
Écart de conversion ................................		(1 138)			(256)		(77)	(41)		(1 512)
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net : ..........................................
Variation de la juste valeur .....................		(33)					(20)	—		(8)		(61)
Charge d’amortissement ........................		(536)					(236)	(25)		(22)		(819)
Au 31 décembre 2018									............................		24 679						3 860		228		258	29 025
Adoption d’IFRS 163									.............................		79						62		—		4		145
Ajouts										..................................................		172						42		—		4		218
Cessions										..............................................	4	—						(440)		—		—		(440)
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises											.....................................	3		—						550		—		—		550
Éléments comptabilisés par le biais des
autres éléments du résultat global :												....
Variation de la juste valeur													..................		1 521						460		(7)		(3)		1 971
Écart de conversion									............................		108						(29)		(10)		(8)		61
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :											.....................................
Variation de la juste valeur													..................		(15)						(1)		(1)		(1)		(18)
Charge d’amortissement									....................		(520)						(246)		(13)		(19)		(798)
Au 31 décembre 20194									...........................		26 024 $			4 258 $		197 $	235 $	30 714 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
2)	Comprend des immobilisations incorporelles de 10 millions $ (11 millions $ en 2018) et des actifs en construction de 334 millions $ (388 millions $ en 2018).
3)	Le 1er janvier 2019, Énergie Brookfield a adopté IFRS 16. Se reporter à la note 1, « Mode de présentation et principales méthodes comptables », pour de plus amples informations sur l’incidence de l’adoption de cette nouvel e 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 51 millions $ de notre secteur énergie éolienne et de 3 millions $ de notre secteur divers.
La juste valeur des immobilisations corporelles d’Énergie Brookfield est calculée comme il est décrit à la note 1 h), « Immobilisations corporelles et modèle de réévaluation » et à la note 1 q) i), « Estimations critiques – Immobilisations corporelles ». La détermination des hypothèses et estimations appropriées qui permettent à Énergie Brookfield d’évaluer ses immobilisations corporelles est question de jugement. Se reporter à la note 1 r) iii),

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« 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. Énergie Brookfield dispose d’une option d’achat qu’elle pourra exercer en novembre 2020, sous réserve de l’approbation de ses tiers partenaires investisseurs, pour faire l’acquisition, en contrepartie d’un montant total de 560 millions $, d’une centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance de 192 MW, qu’elle exploite à l’heure actuelle aux termes d’un contrat de location. 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 % — 5,1 % 4,8 % — 5,3 % 9,0 % 9,6 % 8,2 % 9,0 % 3,5 % 4,0 % — 4,3 %
Non visés par contrat........									6,2 % — 6,7 %	6,4 % — 6,9 % 10,3 % 10,9 % 9,5 % 10,3 % 5,3 % 5,8 % — 6,1 %
Taux de capitalisation final2									6,2 % — 6,7 %	6,1 % — 6,8 % 9,8 % 10,4 % s. o. s. o.										s. o.	s. o.
Date de sortie ......................					2039		2038	2039 2038 2047 2047								2034		2033
1)	Les taux d’actualisation ne sont pas ajustés en fonction des risques propres à l’actif.
2)	Le taux de capitalisation final ne s’applique qu’aux actifs hydroélectriques aux États-Unis, au Canada et en Colombie.
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 .................................................		(870) $								(190) $	(90) $	(10) $	(1 160) $
Diminution de 25 points de base des taux
d’actualisation .................................................		940											250		70		10		1 270
Augmentation de 5 % des prix futurs de
l’énergie ...........................................................		820											400		80		10		1 310
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ..		(820)											(400)		(80)		(10)		(1 310)
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


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						2018
		Amérique
		du Nord	Colombie				Brésil		Europe		Total
(EN MILLIONS)
Augmentation de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................			(770) $					(180) $	(80) $	(20) $	(1 050) $
Diminution de 25 points de base des taux
d’actualisation ..................................................			840								190		80	20	1 130
Augmentation de 5 % des prix futurs de
l’énergie ............................................................			800								440		100	20	1 360
Diminution de 5 % des prix futurs de l’énergie ..			(800)								(440)		(100)	(20)	(1 360)
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 ne s’applique qu’aux actifs hydroélectriques aux États-Unis, au Canada et en Colombie.
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									...........................................................................	54 %	25 %	68 %	71 %
11 à 20 ans									..........................................................................	30 %	0 %	33 %	13 %
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									...........................................................................	87 $ 217 000 COP	295 R$	82 €
11 à 20 ans									..........................................................................	77 272 000		407	102
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									...........................................................................	66 $ 257 000 COP	273 R$	75 €
11 à 20 ans									..........................................................................	132 358 000		411	84
1)		Tient compte de prix nominaux fondés sur la production moyenne pondérée.


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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 200 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 .........................................................................................................................						2 705		2 753
Énergie solaire ............................................................................................................................						138		260
Divers1 ........................................................................................................................................						234		246
								14 893 $	15 147 $
1)		Comprend la biomasse et la cogénération.
14. 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	moyen
										pondéré	Durée	Valeur	Juste valeur					pondéré	Durée	Valeur	Juste valeur
(EN MILLIONS, SAUF
INDICATION CONTRAIRE)										(%)	(en années)	comptable	estimée							(%)	(en 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	2017
(EN MILLIONS)
Emprunts de la société mère
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice	................................					(6) $	(5) $	(6) $
Autres coûts de financement										.........................................................................	(2)	(2)		—
Amortissement des coûts de financement											.......................................................	1	1		1
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice			..................................			(7) $	(6) $	(5) $
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 Asset Management 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 Asset Management. Au cours de l’exercice, Brookfield Asset Management 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 de la société, Énergie Brookfield émet des lettres de crédit aux termes des facilités de crédit de la société mère, qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des dépôts de garantie, des lettres de garantie et des garanties relatives aux comptes de réserve du service de la dette. 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. Compte non tenu d’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.

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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 31 « Filiales faisant appel public à l’épargne »). Finco peut rembourser de temps à autre une partie ou la totalité des emprunts, conformément aux modalités de l’acte de fiducie. Le solde est exigible à l’échéance et les intérêts sur les emprunts de la société mère sont payés semestriellement. Les billets à terme à payer par Finco sont garantis sans condition par Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Energy L.P. (« BRELP ») et certaines autres filiales. 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 $. 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, du taux du certificat de dépôt interbancaire ou de l’indice des prix à la consommation national étendu (IPCA), 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 la Banque centrale de Colombie, 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 consistent en des dettes à taux fixes. 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 sterlings 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				moyen
							pondéré	Durée	Valeur	Juste valeur					pondéré	Durée	Valeur	Juste valeur
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION							(%)				(en années)		comptable		estimée											(%)		(en années)			comptable		estimée
CONTRAIRE)
Emprunts sans recours
Hydroélectricité1 ............							5,9	10 6 616 $ 7 106 $										6,1	9		6 318 $ 6 517 $
Énergie éolienne ............							5,2	11	1 899	2 006											4,7	11	1 914	1 957
Énergie solaire ...............							5,1	5	355										363	6,0	7	142	133
Accumulation et divers ..							3,9	4	94												98	4,1	5	91		95
Total													.............................	5,7	10	8 964	9 573 $											5,7	10		8 465 8 702 $
Ajouter : primes non amorties2 ..........................			9					1				1
Déduire : coûts de financement non amortis2 ....			(69)						(76)
Déduire : tranche courante ................................			(685)						(495)
											8 219 $							7 895 $
1)		Comprend une obligation locative de 330 millions $ liée à une centrale hydroélectrique comptabilisée à la juste valeur dans les immobilisations corporel es et assujet ie à la réévaluation.
2)		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										133	120	156					156	127		1 207	1 899
Énergie solaire														......................	149		10		—						—		—		196	355
Accumulation et divers							..........			1		80		1											1		1			10		94
										685 $	333 $	740 $					1 081 $	527 $	5 598 $	8 964 $
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		2017
(EN MILLIONS)
Emprunts sans recours
Coûts de financement non amortis au début de l’exercice	..............................					(76) $	(72) $	(74) $
Autres coûts de financement							.......................................................................	(15)		(21)		(16)
Amortissement des coûts de financement										.....................................................	12		12		14
Écart de conversion et autres							......................................................................	10		5		4
Coûts de financement non amortis à la fin de l’exercice			................................			(69) $	(76) $	(72) $

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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 6 juin 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement d’obligations associé aux 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 $) associé aux 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 $, associé à 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 $ associé aux 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 8 octobre 2019, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 168 millions $ associé à 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. Au cours du quatrième trimestre de 2019, Énergie Brookfield a réalisé des financements d’un montant total de 600 milliards COP (182 millions $) associés aux 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 $ associé à 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. En décembre 2019, Énergie Brookfield a conclu un financement sans recours de 187 millions R$ (47 millions $) à l’égard d’une centrale hydroélectrique d’une puissance de 30 MW en cours de construction au Brésil. Au 31 décembre 2019, un montant de 63 millions R$ (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 $) en lien avec 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 $), associé à 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 $ associée aux 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.

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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 ....							8 390 $	339	319								(196)		52	8 904 $
2018
Emprunts de la société
mère .............................						2 552 $	(88)	—									—	(136)	2 328 $
Emprunts sans recours ....						9 214 $	(178)	90								(360)		(376)	8 390 $
1)	Comprend le change et l’amortissement de la prime et des coûts de financement non amortis.
15. 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 ............................................................................................................................												8 742 $	8 129 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield										.......	68		66
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield								..................................				3 315	3 252
Actions privilégiées													............................................................................................................	597		568
												12 722 $	12 015 $
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
											ne donnant
					Brookfield							pas le
					Americas	Brookfield		Brookfield	Brookfield					Portefeuille		Investisseurs		contrôle dans
					Infra-		Infra-	Infra-	Infra-					hydro-	The	institution-		Isagen –
					structure		structure		structure	structure					électrique au	Catalyst		nels	actionnaires

(EN MILLIONS)					Fund		Fund II		Fund III	Fund IV					Canada	Group	d’Isagen		publics		Divers	Total
Au 31 décembre 2016													.................	963 $		1 654 $	1 085 $	— $														— $	127 $		1 675 $		14 $	71 $	5 589 $
															.............................
Résultat net						(29)	(13)	33	—													—	12		47		—	3	53
																....
Autres éléments du résultat global						(76)	269	111	—													—	2		78		(1)	—	383
Apports en capital													.....................	—		89	186	—														—	—		19		—	—	294
															.............................
Acquisition						—	—	525	—													—	—		—		—	—	525
															...........................
Distributions						(8)	(317)	(88)	—													—	(7)		(115)		—	(4)	(539)
Acquisition des actions d’Isagen .......						—		—	(1)	—													—		—		(5)		5	—	(1)
															..................................
Divers						—	—	1	—													—	—		2		(9)	—	(6)
Au 31 décembre 2017													.................	850		1 682	1 852	—														—	134		1 701		9	70	6 298
															.............................
Résultat net						1	9	86	—													4	14		174		1	8	297
																....
Autres éléments du résultat global						66	298	805	—													(11)	(18)		504		5	58	1 707
Apports en capital													.....................	—		9	5	—														293	—		—		—	—	307
															.............................
Acquisition						—	—	—	—													—	—		—		—	21	21
															...........................
Distributions						(17)	(81)	(276)	—													—	(6)		(167)		—	(6)	(553)
Divers															..................................	—		12	(3)	—													(10)		—		—		—	53	52
													.................
Au 31 décembre 2018					900		1 929	2 469	—													276		124		2 212		15	204	8 129
															.............................
Résultat net						—		(13)	73	6													19		17		154		1	5	262
Autres éléments du résultat global																....	46		134	330	(3)													61		(41)		266		2	—	795
													.....................
Apports en capital						—	—	2	159													268	—		—		(2)	3	430
Cessions															................................	—		(87)	—	—													—		—		—		—	(85)	(172)
															...........................
Distributions						(24)	(120)	(274)	—													(1)	(11)		(259)		(1)	(16)	(706)
															..................................
Divers						—	8	(3)	1													(5)	—		2		(2)	3	4
													.................
Au 31 décembre 2019					922 $		1 851 $	2 597 $	163 $													618 $	89 $		2 375 $		13 $	114 $	8 742 $
																..
Participations détenues par des tiers					75-80 %		43-60 %	23-71 %	72-73 %													50 %	25 %			53 %			0,4 %	20-50 %


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	et notes de 2019
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Les tableaux suivants résument certaines informations financières relatives aux filiales en exploitation dont les participations ne donnant pas le contrôle qui ont de
l’importance pour Énergie Brookfield.
					Brookfield
					Americas	Brookfield	Brookfield		Brookfield	Portefeuille
					Infra-	Infra-	Infra-		Infra-	hydro-	The
					structure	structure	structure		structure	électrique	Catalyst
(EN MILLIONS)					Fund	Fund II	Fund III1		Fund IV	au Canada	Group	Isagen2	Divers	Total
Participations détenues par des tiers					75 % – 80 %	43 – 60 %	69 % – 71 %		72 % – 73 %					50 %	25 %	76 %	20 % – 50 %
	États-Unis							États-Unis
		États-Unis	Brésil						Brésil
					États-Unis	Brésil	Inde		Inde				Canada
Établissement					Brésil	Europe	Chine		Chine	Canada	États-Unis	Colombie	Colombie
Exercice clos le 31 décembre 2017 :
Produits .............................................................................					123 $	430 $	53 $										— $	— $	135 $	797 $	32 $	1 570 $
Résultat net .......................................................................					(34)	(20)	18										—	—	47	89	7	107
Total du résultat global .....................................................					(133)	529	126										—	—	57	236	—	815
Résultat net attribué aux participations ne donnant pas
le contrôle .........................................................................					(29)	(13)	13										—	—	12	67	3	53
Exercice clos le 31 décembre 2018 :
Produits ............................................................................					157 $	447 $	311 $										— $	38 $	142 $	896 $	21 $	2 012 $
Résultat net .......................................................................									2	17	19												—	15	56	331	2	442
Total du résultat global .....................................................												95	544	898												—	25	(16)	1 290	16	2 852
Résultat net attribué aux participations ne donnant pas le
contrôle ............................................................................									1	9	15												—	6	14	251	1	297
Au 31 décembre 2018 :
Immobilisations corporel es à la juste valeur ....................					1 687 $	5 553 $	2 322 $										— $	1 679 $	875 $	6 665 $	253 $	19 034 $
Total de l’actif ..................................................................					1 737	5 831	3 725										—	1 975	982	7 717	293	22 260
Total des emprunts ...........................................................					536	1 979	838										—	924	369	1 744	70	6 460
Total du passif ..................................................................					582	2 395	1 441										—	1 933	387	3 548	88	10 374
Valeur comptable des participations ne donnant pas
le contrôle ........................................................................					900	1 929	1 641										—	314	124	3 169	52	8 129
Exercice clos le 31 décembre 2019 :
Produits ............................................................................					155 $	451 $	255 $										39 $	96 $	145 $	971 $	29 $	2 141 $
Résultat net ......................................................................									2	(20)	10												9	42	67	293	6	409
Total du résultat global ....................................................												61	294	359												4	138	(99)	1 007	17	1 781
Résultat net attribué aux participations ne donnant
pas le contrôle ..................................................................												—	(13)	8												6	19	17	220	5	262
Au 31 décembre 2019 :
Immobilisations corporel es à la juste valeur ...................					1 713 $	5 240 $	2 508 $		538 $	1 849 $	696 $	7 352 $	261 $	20 157 $
Total de l’actif ..................................................................					1 754	5 455	3 371		662	3 486	794	8 403	268	24 193
Total des emprunts ...........................................................					509	1 756	850		331	1 651	325	1 865	93	7 380
Total du passif ..................................................................					569	2 116	1 089		439	2 045	342	3 928	114	10 642
Valeur comptable des participations ne donnant pas
le contrôle ........................................................................					922	1 852	1 622		162	651	88	3 395	50	8 742
1)	Compte non tenu de l’information liée à Isagen, 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 %.

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	et notes de 2019
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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. 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
(EN MILLIONS)
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ................................................................................................			5 $	5 $
Distributions incitatives .................................................................................................			50	40
							55 $	45 $
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 $
							323 $	300 $

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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 ................................................................................................................								2 980 $	2 982 $	2 625 $
Résultat net ...........................................................................................................					273		403		51
Résultat global ......................................................................................................					1 998	3 667	1 401
Résultat net attribuable aux éléments suivants1 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ....................................................................................					—		1		(1)
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues
par Brookfield .................................................................................................					(25)		17		(23)
Aux 31 décembre :
Immobilisations corporelles à la juste valeur ........................................................								30 714 $	29 025 $
Total de l’actif ......................................................................................................					35 691	34 103
Total des emprunts ................................................................................................					11 004	10 718
Total du passif ......................................................................................................					17 560	16 897
Valeur comptable des éléments suivants2 :
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille
détenue par Brookfield ....................................................................................					68		66
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans
une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues
par Brookfield .................................................................................................					3 315	3 252
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 mil ions, 129,7 mil ions et 178,9 millions (respectivement 2,7 millions, 129,7 millions et 180,2 mil ions en 2018 et 2,7 mil ions, 129,7 mil ions et 173,5 mil ions 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 mil ions, 129,7 millions et 179,0 mil ions (respectivement 2,7 millions, 129,7 mil ions et 178,8 mil ions 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												les 31 décembre		Valeur comptable au
											dividendes	Date de
										Actions en	cumulatifs	rachat la plus							31 décembre	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF
										circulation	(%)	rapprochée	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.
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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. 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.
16. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES DÉTENANT DES PARTS PRIVILÉGIÉES Les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées d’Énergie Brookfield sont composés des parts
privilégiées de catégorie A présentées comme suit :
							Taux de	Dividendes déclarés pour
						rendement	les exercices clos les
							des							31 décembre	Valeur comptable au
						dividendes	Date de
					Actions en	cumulatifs	rachat la plus	(EN MILLIONS, SAUF							31 décembre	31 décembre
					circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)												2019			2018	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 %.
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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, 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. 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 %.
17. 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). Au 31 décembre 2019, la participation directe et indirecte de Brookfield Asset Management, 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. 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 :
(EN MILLIONS)						2019	2018
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 2,17 $ par part de société en commandite sur une base annualisée, soit une hausse de 0,11 $ par part de société en commandite qui prendra effet pour la distribution versée en mars 2020.
18. GOODWILL Le tableau ci-dessous présente un rapprochement du goodwill :
(EN MILLIONS)			Note		Total
Solde au 31 décembre 2017									............................................................................................................		901 $
Acquis dans le cadre d’une acquisition										...........................................................................................	3		27
Transferts vers les actifs détenus en vue de la vente	.........................................................................		5		(22)
Écart de conversion											.....................................................................................................................			(78)
Solde au 31 décembre 2018									............................................................................................................			828
Écart de conversion											.....................................................................................................................		(7)
Solde au 31 décembre 2019									............................................................................................................		821 $
19. GESTION DU CAPITAL Les principaux objectifs d’Énergie Brookfield par rapport à la gestion du capital consistent à s’assurer de la durabilité de son capital en vue de soutenir les activités poursuivies, de respecter ses obligations financières, de saisir les occasions de croissance et d’offrir des distributions stables à ses porteurs de parts de société en commandite. Le capital d’Énergie Brookfield est surveillé au moyen du ratio d’endettement du siège social et du ratio d’endettement consolidé. Au 31 décembre 2019, ces ratios étaient de respectivement 16 % et 32 % (respectivement 15 % et 32 % 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.
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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		Consolidé
					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										....................................................	—		—			8 964	8 465
					1 808		1 613			10 772	10 078
Passifs d’impôt différé, montant net4									....................................	—		—			4 421	4 049
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales en exploitation					—		—			8 742	8 129
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	..............				7 959		7 802			7 959	7 802
Total de la structure du capital										.............................................	11 197 $			10 690 $			33 324 $	31 333 $
Ratio d’endettement										...........................................................	16 %		15 %			32 %		32 %
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 consolidés sans recours comprenaient un montant de 142 millions $ (6 mil ions $ 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 60 millions $ (75 mil ions $ 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.
20. PARTICIPATIONS COMPTABILISÉES SELON LA MÉTHODE DE LA MISE EN ÉQUIVALENCE Le tableau suivant présente les variations des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence
d’Énergie Brookfield :
							2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice .................................................................................								1 569 $	721 $	206 $
Participation ..........................................................................................................						194	420	469
Quote-part du résultat net ......................................................................................						11	68		2
Quote-part des autres éléments du résultat global .................................................						174	426		56
Dividendes reçus ...................................................................................................						(64)	(42)	(31)
Écart de conversion et autres .................................................................................						5	(24)	19
Solde à la fin de l’exercice ....................................................................................								1 889 $	1 569 $	721 $


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Les tableaux suivants résument l’ensemble des produits bruts, du résultat net et des actifs et passifs des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence :
					2019	2018	2017
(EN MILLIONS)
Produits							......................................................................................................	1 443 $	1 305 $	310 $
Résultat net							.................................................................................................	29	223		(24)
Quote-part du résultat net1 ....................................................................................					11	68		2
1)	Les participations d’Énergie Brookfield dans ces entités se situent entre 13 % et 50 %.

						2019	2018
(EN MILLIONS)
Actifs courants ............................................................................................................................									1 102 $	682 $
						.....................................................................
Immobilisations corporelles à la juste valeur						16 256	11 999
Autres actifs							...................................................................................................................	571	608
Passifs courants									..............................................................................................................	1 279	1 080
Emprunts sans recours										.....................................................................................................	7 365	6 078
Autres passifs							.................................................................................................................	2 580	1 197
21. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se présentaient comme suit :
(EN MILLIONS)						2019	2018
Trésorerie							.......................................................................................................................	103 $	127 $
Dépôts à court terme									........................................................................................................	12		46
									115 $	173 $
22. 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							...............................................................................................................		87 $		119 $
Obligations liées au crédit										......................................................................................		69	60
Dépenses d’investissement et projets de développement		............................................				17	2
Total							....................................................................................................................		173	181
Moins : non courante									............................................................................................. 24	(19)	(45)
Courante							...............................................................................................................		154 $		136 $

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23. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield aux 31 décembre se composaient des éléments
suivants :
					2019		2018
(EN MILLIONS)
Créances clients						.................................................................................................................	406 $	339 $
Charges payées d’avance et créances diverses	.......................................................................		119	114
Autres créances à court terme							..............................................................................................	142		109
Tranche courante de l’actif sur contrat								..................................................................................	51		45
										718 $		607 $
Au 31 décembre 2019, 66 % des créances clients étaient non échues (74 % 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.
24. 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							............................................................................ 22	19	45
Divers												..................................................................................................................		71	58
													512 $	505 $
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 l’exercice 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 28, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples informations sur les conventions relatives aux produits intervenues entre Énergie Brookfield et Brookfield.

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25. 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 ........................................................................						237 $	263 $
Dettes fournisseurs .......................................................................................................................			111	76
Intérêts à payer sur des emprunts ..................................................................................................			73		76
Contrepartie différée .....................................................................................................................			60		30
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 ...........................................................................			15		—
Divers ...........................................................................................................................................			61		58
								590 $	533 $
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.
26. AUTRES PASSIFS NON COURANTS Les autres passifs non courants d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux 31 décembre :
								Note		2019	2018
(EN MILLIONS)
Passifs sur contrat									..................................................................................................			562 $	479 $
Obligations locatives .......................................................................................................									118	—
Obligations au titre des prestations de retraite	...........................................................							30		99	80
Provisions liées aux acquisitions											.............................................................................		68	78
Obligations de démantèlement											................................................................................		78	67
Passif au titre des paiements relatifs aux concessions	................................................								6	7
Divers												..................................................................................................................		56	23
									987 $		734 $
Énergie Brookfield a comptabilisé des obligations de démantèlement relativement 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 2027 et 2137. Le coût estimatif des activités de démantèlement est établi d’après l’évaluation d’un tiers. Les passifs sur contrat découlent de la modification qui a été apportée à la convention relative aux produits tirés de l’électricité conclue entre Brookfield et plusieurs entités détenues par Énergie Brookfield aux États-Unis. Se reporter à la note 24, « Autres actifs non courants », pour de plus amples informations sur les soldes des contrats d’Énergie Brookfield. Se reporter à la note 28, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples informations 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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27. 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. Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, s’engage à investir 400 millions $ CA dans des titres convertibles de TransAlta en octobre 2020. Énergie Brookfield a également convenu, sous réserve de certaines modalités, de porter le pourcentage d’actions ordinaires de TransAlta qu’elle détient à 9 %, jusqu’à un prix plafond. 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. Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, s’est engagée à investir environ 121 millions $ en vue d’acquérir un portefeuille d’énergie solaire en développement au Brésil d’une puissance de 428 MW. La clôture de la transaction devrait se faire au premier trimestre de 2020, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %. Éventualités Énergie Brookfield et ses filiales font l’objet d’actions en justice, d’arbitrages et de poursuites dans le cours normal de leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire avec certitude l’issue de ces actions en justice et poursuites, la direction est d’avis que leur règlement n’aura pas d’incidence importante sur la situation financière consolidée d’Énergie Brookfield ou sur ses résultats d’exploitation consolidés. 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 14, « Emprunts ». Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, a fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au titre du capital, 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.

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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 ........................................................................................................					286		338

							336 $	389 $
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. 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.
28. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield sont comptabilisées à la valeur d’échange. Elles 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
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l’inflation), ce qui a entraîné le paiement d’honoraires de gestion de 108 millions $ pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 (80 millions $ en 2018 et 82 millions $ en 2017). 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. 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. 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 des ventes 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.
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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 associées aux 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 Asset Management 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. Autres conventions relatives aux produits En vertu d’une convention d’achat d’électricité de 20 ans, Brookfield achetait 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.
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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 une convention de vote avec certaines filiales de Brookfield qui font partie de 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 %. Le consortium 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.
Énergie Brookfield a conclu une convention de vote avec la filiale de Brookfield qui contrôle TerraForm Power. Aux termes de cette convention de vote, Énergie Brookfield a le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection d’un des quatre administrateurs de la filiale de Brookfield. Ainsi, Énergie Brookfield exerce une influence notable sur cette filiale. 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
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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 devraient être de l’ordre de 25 %. 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 $	535 $	601 $
Convention de nivellement de la production éolienne		.....................................			1	7		6
								559 $	542 $	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) $
Produit (charge) d’intérêts – emprunts											............................................................	(13) $	(8) $	— $
Coûts de service de gestion												...........................................................................	(108) $	(80) $	(82) $
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).
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Le tableau suivant présente l’incidence des conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les états consolidés de la situation financière aux 31 décembre :
	Partie liée					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	.................................................	81 $	54 $
	Participations comptabilisées selon la
	méthode de la mise en équivalence
	et autres .......................................................
			10		12
Distributions constituées payables sur les parts
de société en commandite et les parts de
société en commandite
rachetables/échangeables	Brookfield ......................................................					36		35
						127 $	101 $
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.

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29. 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							......................................................	(41) $		(122) $	(40) $
Dettes fournisseurs et autres créditeurs							........................................................	8		32		32
Autres actifs et passifs								................................................................................	(54)		22		(17)
										(87) $	(68) $	(25) $
30. 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.

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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

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

(EN POURCENTAGE)

définies

du personnel

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. 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 .......................................................................................

Taux d’inflation des prix et hypothèses liées à l’inflation

Augmentation de 50 points de base ...................................................................................

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.

Diminution de 50 points de base .......................................................................................

s. o.

(3)

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États financiers consolidés audités

31 décembre 2019

et notes de 2019

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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	Régimes de		Régimes de
							retraite à	Autres régimes				retraite à	Autres régimes	retraite à	Autres régimes
							prestations	d’avantages du				prestations	d’avantages du	prestations	d’avantages du
											définies					personnel	définies	personnel
(EN MILLIONS)							définies	personnel
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 $
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	Régimes de		Régimes de
							retraite à	Autres régimes				retraite à	Autres régimes	retraite à	Autres régimes
							prestations	d’avantages du				prestations	d’avantages du	prestations	d’avantages du
											définies					personnel	définies	personnel
(EN MILLIONS)							définies	personnel
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 $
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		et notes de 2019
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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	Régimes de		Régimes de
							retraite à	Autres régimes				retraite à	Autres régimes	retraite à	Autres régimes
							prestations	d’avantages du				prestations	d’avantages du	prestations	d’avantages du
											définies					personnel		définies		personnel
(EN MILLIONS)							définies	personnel
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 $	58 $				157 $	53 $	172 $	57 $
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. 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	Régimes de		Régimes de
							retraite à	Autres régimes				retraite à	Autres régimes	retraite à	Autres régimes
							prestations	d’avantages du				prestations	d’avantages du	prestations	d’avantages du
											définies					personnel		définies		personnel
(EN MILLIONS)							définies	personnel
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 $


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Les actifs des régimes aux 31 décembre se répartissaient comme suit :
			2019		2018
(EN POURCENTAGE)
Catégorie d’actif :
Trésorerie et équivalents de trésorerie						...............................................................................	2						2
Titres de capitaux propres								................................................................................................	52		47
Titres de créance									.............................................................................................................	46		51
			100		100
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31. 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					Finco
(EN MILLIONS)		ERB				portefeuil e1, 2		portefeuil e1, 3	dation4	(consolidé)
Au 31 décembre 2019 :
Actifs courants . ... ... ... ... .... .					32 $	408 $ 1 832 $											133 $	3 230 $	(4 161) $	1 474 $
Actifs non courants . ... ... ... ...					5 428	251				2							25 068	34 500 (31 032)	34 217
Passifs courants . ... ... ... ... ....					40	7			24							3 918	1 852	(4 163)	1 678
Passifs non courants . ... ... ... .					—	— 1 801											300	14 440	(659)	15 882
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation . ... ... ... ... ...					—	—				—							—	8 742	—	8 742
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuil e
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield . ... ... ... ... ...					—	—				—							3 315	—	—	3 315
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 $	3 639 $	(3 823) $	1 961 $
Actifs non courants . ... ... ... ... .					5 208	239				1							24 078	32 433	(29 817)	32 142
Passifs courants. ... ... ... ... .... ..					38	6			21							3 096	2 351	(3 823)	1 689
Passifs non courants . ... ... ... ...					—	— 1 607											798	13 445	(642)	15 208
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation . ... ... ... ... ....					—	—				—							—	8 129	—	8 129
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts
rachetables/ échangeables
détenues par Brookfield . ... ..					—	—				—							3 252	—	—	3 252
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. et Brookfield BRP Europe Holdings Limited, col ectivement les « entités de portefeuille ».
3)		Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de portefeuil e.
4)		Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.

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							Autres
	Actions						filiales		Ajustements	Énergie
					Énergie	privilégiées					Entités de	société de	de consoli-	Brookfield
					Brookfield1					Finco
(EN MILLIONS)		ERB				portefeuil e1, 2		portefeuil e1, 3	dation4	(consolidé)
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2019
Produits . ... ... ... ... .... ... ... . ...					— $	— $				— $			2 $	2 979 $			(1) $	2 980 $
Résultat net .... .... ... ... ... .... ...					10	—				(4)						(156)	2 190			(1 767)	273
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2018
Produits . ... ... ... .... ... ... ... . ... .					— $	— $				— $						— $	2 983 $	(1) $	2 982 $
Résultat net .... .... ... ... .... ... ... .					62	7			(1)						(25)	1 305	(945)	403
Pour l’exercice clos le
31 décembre 2017 :
Produits . ... ... ... .... ... ... ... . ... .					— $	— $				— $						— $	2 625 $	— $	2 625 $
Résultat net .... .... ... ... .... ... ... .					(4)	10				(1)						(435)	631	(150)	51
1)		Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)		Comprennent les entités de portefeuil e.
3)		Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de portefeuil e.
4)		Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
Se reporter à la note 14, « Emprunts », pour plus de détails concernant les émissions de billets à moyen terme par Finco. Se reporter à la note 15, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB.
32. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture de l’exercice, Énergie Brookfield a annoncé une proposition non contraignante visant l’acquisition de toutes les actions ordinaires de catégorie A en circulation de TerraForm Power, Inc. (« TerraForm Power »), autres que celles déjà détenues par Énergie Brookfield et ses sociétés affiliées (l’« opération proposée »). Énergie Brookfield et ses sociétés affiliées détiennent actuellement une participation d’environ 62 % dans TerraForm Power. Aux termes de l’opération proposée, chaque action ordinaire de catégorie A de TerraForm Power serait acquise en contrepartie d’actions de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») équivalant à 0,36 part de société en commandite (sous réserve d’un ajustement au prorata pour tenir compte de la distribution spéciale), et l’acquisition serait conclue parallèlement à la distribution spéciale. L’opération ne peut être effectuée que sous réserve de l’approbation du comité spécial de TerraForm Power et de la majorité des actionnaires de TerraForm Power qui ne font pas partie du groupe d’Énergie Brookfield ainsi que des autres approbations habituelles.
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.

bep.brookfield.com

NYSE: BEP

TSX: BEP.UN