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Published: 2022-05-13

NOS ACTIVITÉS Nous investissons directement dans des actifs d’énergie renouvelable, mais aussi par l’intermédiaire de partenaires institutionnels, de coentrepreneurs ou d’autres ententes. Notre portefeuille d’actifs, qui regroupe une puissance totale de 21 000 mégawatts (« MW »), une production moyenne à long terme (« MLT ») annualisée d’environ 60 400 gigawattheures (« GWh ») et un portefeuille de projets de développement d’environ 69 000 MW, nous permet de nous tailler une place parmi les plus importantes sociétés ouvertes d’énergie renouvelable du monde. Nous comptons sur notre vaste expérience en matière d’exploitation pour maintenir et accroître la valeur de nos actifs, faire croître les flux de trésorerie annuellement et cultiver des relations positives avec les parties prenantes locales. Le tableau suivant présente notre portefeuille au 31 mars 2022 :
	Réseaux				Capacité
	hydro-		Puissance	MLT1		d’accumulation
	graphiques	Centrales	(MW)	(GWh)	(GWh)
Hydroélectricité
Amérique du Nord
							...................................
États-Unis2								30	137	2 905	11 981	2 543
							........................................
Canada								19	33	1 361	5 178	1 261
								49	170	4 266	17 159	3 804
							.......................................
Colombie								11	15	2 921	15 726	3 703
										..........................................
Brésil3								27	44		946	4 924				—
								87	229	8 133	37 809	7 507
Énergie éolienne
Amérique du Nord
							...................................
États-Unis4								—	26	2 529	7 738				—
							........................................
Canada								—	4		483	1 437				—
								—	30	3 012	9 175				—
										..........................................
Europe								—	40		970	2 187				—
										...........................................
Brésil								—	19		457	1 950				—
										.............................................
Asie								—	16		982	2 299				—
								—	105	5 421	15 611				—
													...........
Énergie solaire – Services publics5								—	88	2 339	4 975				—
Production décentralisée, accumulation
							...........................................
et divers
														.....................
Production décentralisée6								—	7 863	1 566	1 996				—
														......................
Accumulation et divers7								2	11	3 425	—	5 220
								2	7 874	4 991	1 996	5 220
								89	8 296	20 884	60 391	12 727
1)	La MLT est calculée en fonction de notre portefeuil e au 31 mars 2022, en tenant compte de toutes nos installations sur une base consolidée et annualisée depuis le début de l’exercice, mais sans tenir compte de la date de l’acquisition, de la cession ou du début des activités commerciales. Pour une explication sur la méthode de calcul de la MLT et les raisons pour lesquelles nous ne tenons pas compte de la MLT pour nos centrales d’accumulation par pompage et certaines de nos autres instal ations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)	Comprend une centrale de stockage par bat eries en Amérique du Nord (20 MW).
3)	Comprend deux centrales hydroélectriques (36 MW) au Brésil qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente.
4)	Comprend une centrale de stockage par bat eries en Amérique du Nord (10 MW).
5)	Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu la vente de ces actifs.
6)	Comprend neuf centrales à piles à combustible en Amérique du Nord (10 MW).
7)	Comprend les centrales d’accumulation par pompage en Amérique du Nord (633 MW) et en Europe (2 088 MW), quatre centrales alimentées à la biomasse au Brésil (175 MW), une centrale de cogénération en Colombie (300 MW), une centrale de cogénération en Amérique duNord (105 MW) et deux centrales de cogénération en Europe (124 MW).

Le tableau suivant présente la production moyenne à long terme annualisée de notre portefeuille sur une base	consolidée et
trimestrielle au 31 mars 2022 :
PRODUCTION (GWh)1		T1	T2	T3	T4	Total
Hydroélectricité
Amérique du Nord
							...........................
États-Unis		3 407	3 474	2 175	2 925	11 981
Canada							...............................	1 235	1 489	1 236	1 218	5 178
		4 642	4 963	3 411	4 143	17 159
Colombie							..............................	3 593	3 936	3 802	4 395	15 726
							.................................
Brésil2		1 215	1 228	1 241	1 240	4 924
		9 450	10 127	8 454	9 778	37 809
Énergie éolienne
Amérique du Nord
							...........................
États-Unis		2 032	2 116	1 641	1 949	7 738
Canada							...............................	400		345		273	419	1 437
		2 432	2 461	1 914	2 368	9 175
Europe							.................................	662		480		423	622	2 187
								..................................
Brésil		371	494	606	479	1 950
								....................................
Asie		539	602	587	571	2 299
		4 004	4 037	3 530	4 040	15 611

Énergie solaire – Services publics3		1 050	1 390	1 508	1 027	4 975

Production décentralisée		410	597	582	407	1 996
Total	.....................................		14 914	16 151	14 074	15 252	60 391
1)	La MLT est calculée en fonction de notre portefeuil e au 31 mars 2022, en tenant compte de toutes nos installations sur une base annualiséedepuis le début de l’exercice, mais sans tenir compte de la date de l’acquisition, de la cession ou du début des activités commerciales. Pour une explication sur la méthode de calcul de la MLT et les raisons pour lesquelles nous ne tenons pas compte de la MLT pour nos centrales d’accumulation par pompage et certaines de nos autres installations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)	Comprend deux centrales hydroélectriques (36 MW) au Brésil qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente.
3)	Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu la vente de ces actifs.

Le tableau suivant présente la production moyenne à long terme annualisée de notre portefeuille	au prorata et pour chaque
trimestre au 31 mars 2022 :
PRODUCTION (GWh)1		T1	T2	T3	T4				Total
Hydroélectricité
Amérique du Nord
						...........................
États-Unis		2 227	2 361	1 469	1 952				8 009
Canada						..............................	1 010		1 210		980	959	4 159
		3 237	3 571	2 449	2 911				12 168
Colombie						.............................	865		948		916	1 058	3 787
						................................
Brésil2		988	998	1 009	1 009				4 004
		5 090	5 517	4 374	4 978				19 959
Énergie éolienne
Amérique du Nord
						..........................
États-Unis		835	822	647	813				3 117
Canada						.............................	373		326		260	392	1 351
		1 208	1 148	907	1 205				4 468
Europe						.................................	277		210		173	251	911
								..................................
Brésil		126	168	210	165				669
								....................................
Asie		132	149	145	140				566
		1 743	1 675	1 435	1 761				6 614

Énergie solaire – Services publics3		397	632	669	369				2 067

Production décentralisée		175	268	262	174				879
Total	.....................................		7 405	8 092	6 740	7 282				29 519
1)	La MLT est calculée en fonction de notre portefeuille au 31 mars 2022, en tenant compte de toutes nos instal ations sur une base annualiséedepuis le début de l’exercice, mais sans tenir compte de la date de l’acquisition, de la cession ou du début des activités commerciales. Pour une explication sur la méthode de calcul de la MLT et les raisons pour lesquel es nous ne tenons pas compte de la MLT pour nos centralesd’accumulation par pompage et certaines de nos autres instal ations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)	Comprend deux centrales hydroélectriques (36 MW) au Brésil qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente.
3)	Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme étant des actifs détenus en vue de la vente. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu la vente de ces actifs.
Énoncé concernant les énoncés prospectifs et les mesures non conformes aux IFRS
Le présent rapport intermédiaire renferme de l’information prospective, au sens prescrit par les lois américaines et canadiennes sur les valeurs mobilières. Nous pouvons formuler de tels énoncés dans le présent rapport intermédiaire et dans d’autres documents déposés auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis (« SEC ») et des organismes de réglementation au Canada. Se reporter à la « PARTIE 9 – Mise en garde ». Dans le présent rapport intermédiaire, nous utilisons des mesures non conformes aux IFRS. Se reporter à la « PARTIE 9 – Mise en garde ». Le présent rapport intermédiaire, notre formulaire 20-F et de l’information supplémentaire déposés auprès de la SEC et des organismes de réglementation au Canada sont accessibles sur notre site Web, à l’adresse https://bep.brookfield.com, ainsi que sur le site Web de la SEC, à l’adresse www.sec.gov, et sur le site Web de SEDAR, à l’adresse www.sedar.com.

Lettre aux porteurs de parts
Nous affichons de bons résultats pour le trimestre à mesure que nous continuons à mettre en œuvre notre stratégie d’acquisition d’actifs pour augmenter notre valeur, améliorer les flux de trésorerie grce à nos capacités d’exploitation et tirer profit de nos capacités pour favoriser la décarbonation à l’échelle de nos activités. L’énergie propre occupe une place complémentaire unique en son genre par rapport aux objectifs mondiaux en matière d’énergie à faible coût, de zéro émission nette et de sécurité énergétique. Le vent et le soleil ne sont pas des matières importées et ne reposent pas sur une importante infrastructure de transports. Ces avantages sous-estimés prendront de l’importance puisque la sécurité énergétique devient une priorité plus urgente. Cette situation représente un vent favorable pour nos activités, et, en plus d’accélérer les tendances de décarbonation, elle continuera à bien positionner les investisseurs détenant des capitaux, des capacités d’exploitation, et un portefeuil e de projets de développement visant à accélérer la transition vers une énergie propre à grande échel e. Nous observons d’ail eurs cette tendance au sein de notre portefeuil e. Un bon exemple récent est notre promoteur al emand de projets d’énergie solaire commerciaux. En février dernier, le gouvernement de coalition al emand a annoncé l’accélération des objectifs de décarbonation du pays, visant des énergies vertes à 100 % d’ici 2035, et confirmé une puissance cible d’énergie solaire de 200 000 mégawatts, plutôt que les 60 000 mégawatts annoncés précédemment. Par conséquent, nous avons déployé des capitaux supplémentaires et accélérons la réalisation de notre plan d’affaires en vue de doubler la puissance en mégawatts des actifs qui seront prêts à construire au cours des deux premières années. Grce à notre important portefeuil e de projets en développement à l’échel e mondiale, qui représente actuellement une puissance de 69 000 mégawatts, nous prévoyons tirer parti de plusieurs autres occasions pour accélérer le développement et favoriser le déploiement de capitaux assortis de rendements attrayants à l’échel e de notre portefeuil e. Puisque la décarbonation et la sécurité énergétique constituent des priorités fermement établies des leaders mondiaux, nous nous concentrons sur l’expansion des énergies renouvelables et sur la demande croissante d’autres solutions de décarbonation comme le captage du CO2, l’hydrogène écologique et d’autres services de prestation d’électricité. Voici les faits sail ants récents :
	Nous avons dégagé des fonds provenant des activités de 243 millions $, ou 0,38 $ par part, soitune augmentation de 18 % sur une base normalisée par rapport à la période correspondante del’exercice 2021.
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	Nous avons poursuivi l’avancement des principales priorités d’affaires en obtenant des contratsvisant à fournir 1 400 gigawattheures d’énergie propre par année, y compris 500 gigawattheures àdes acheteurs institutionnels.
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	Nous avons continué à accélérer nos activités de développement, en faisant progresser laconstruction et le développement à un stade avancé de notre portefeuil e de projets d’unepuissance de 15 000 mégawatts et en faisant évoluer notre portefeuil e de projets endéveloppement pour le porter à une puissance de 69 000 mégawatts, en plus de planifier lasoumission d’offres communes avec un partenaire européen visant la construction de deux projets
•
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d’énergie éolienne en mer d’une puissance de 750 mégawatts dans le cadre du processus d’appel d’offres sans subvention à venir aux Pays-Bas.
	Nous avons investi, ou nous sommes engagés à investir, des capitaux de plus de 1,6 milliard $ (montant net d’environ 340 millions $ pour Énergie Brookfield) dans plusieurs transactions et régions, y compris notre toute première participation dans des solutions de captage du CO2.
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	Nous avons fait avancer des activités de recyclage d’actifs d’approximativement 560 millions $ (montant net d’environ 90 mil ions $ pour Énergie Brookfield), en procédant à la vente d’actifs secondaires matures se traduisant par de solides rendements. Nous avons également fait progresser nos activités de financement afin de maintenir une capacité financière robuste. Nos liquidités disponibles se sont établies à près de 4 milliards $, aucune dette importante ne vient à échéance à court terme et notre exposition aux taux variables est limitée.
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	Le point sur les initiatives de croissance Depuis le début de l’exercice 2022, nous avons convenu d’investir, ou avons investi, des capitaux de plus de 1,6 milliard $ (montant net d’environ 340 millions $ pour Énergie Brookfield) dans de nombreux placements qui devraient tous générer des rendements de 12 % à 15 % ou les dépasser. Au cours du trimestre, nous avons conclu l’acquisition, annoncée précédemment, de sociétés en développement d’énergie solaire commerciales aux États-Unis et en Al emagne qui, col ectivement, représentent un portefeuil e de projets en développement de 22 000 mégawatts dans des marchés de grande valeur. Depuis l’annonce de ces placements, nous avons observé une forte demande entrante pour les conventions d’achat d’électricité provenant de multiples acheteurs d’énergie propre de très grande qualité, en hausse par rapport à notre plan d’affaires initial. Nous avons ajouté une nouvelle catégorie d’actifs de décarbonation à notre portefeuil e grce à notre participation dans un fournisseur nord-américain de premier plan offrant des systèmes modulaires de captage de CO2. Étant donné les bil ions de dol ars requis pour réaliser une décarbonation des secteurs industriels dif iciles à freiner au cours des prochaines décennies, nous observons une occasion importante de faire croître notre présence dans le secteur du captage de carbone au fil du temps et nous estimons être bien positionnés pour y arriver grce à notre expertise approfondie en matière de décarbonation et notre expérience à titre de partenaire d’exploitation et de bail eur de fonds de notre réseau mondial de clients qui partagent notre point de vue. Notre participation offre, par le biais d’un titre convertible, un point d’entrée intéressant sur le marché des solutions de captage du CO2 avec un partenaire solide, un produit éprouvé et rentable et un important portefeuil e de projets en développement. Nous nous sommes engagés à investir jusqu’à 300 mil ions $ CA dans des projets qui respectent des seuils de rendement préétablis et nous avons déjà commencé à financer la réalisation de notre premier projet. La structure du placement nous of re une forte protection contre le risque de perte de valeur et les titres, qui sont assortis d’un coupon annuel de 8 %, sont convertibles en actions ordinaires de la société en tout temps, à notre gré. Si nous investissons 100 % du montant que nous nous sommes engagés à investir, ce que nous prévoyons étant donné l’augmentation du prix du carbone et les crédits d’impôt à l’investissement offerts au Canada pour le captage du CO2, nous détiendrons une majorité des actions ordinaires de la société une fois les titres convertis. Les résultats de nos activités de production décentralisée sont toujours supérieurs aux attentes, ce qui s’explique par la popularité grandissante pour ce type de production d’électricité et les interactions directes avec la clientèle. En effet, un an après notre toute dernière acquisition aux États-Unis, nous mettons en place annuellement de nouveaux projets d’une puissance de plusieurs centaines de mégawatts, soit près
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de 10 fois le volume avant cette acquisition. La puissance à l’échel e mondiale de nos actifs en exploitation de production décentralisée a augmenté pour atteindre plus de 1 500 mégawatts, tandis que celle de notre portefeuil e de projets de développement est passée à plus de 8 600 mégawatts, ce qui comprend une puissance éventuel e considérable qui pourrait éventuellement servir à fournir des solutions de production décentralisée à l’ensemble des activités de Brookfield. Avec nos capacités de pointe en Amérique du Nord, en Amérique du Sud, en Europe et en Asie et notre of re d’une solution mondiale pour nos clients, nous sommes bien placés pour y arriver. Nous avons convenu de faire l’acquisition d’un portefeuil e éolien d’une puissance de 235 mégawatts entièrement visé par contrat en Asie d’un grand promoteur local réputé, comprenant des actifs en exploitation de 155 mégawatts et des projets prêts à construire de 80 mégawatts, en contrepartie de 90 millions $. Ce portefeuil e s’intégrera à nos activités existantes et s’inscrit dans la foulée d’une occasion plus importante d’investir dans des actifs en exploitation et des projets prêts à construire d’une puissance de près de 700 mégawatts dont nous avons obtenu l’exclusivité. Nous avons fait des progrès considérables dans l’évolution de notre portefeuil e de projets. Nous avons mis en service une puissance additionnel e de 536 mégawatts et avons continué à faire progresser notre programme de rééquipement aux États-Unis, notamment le projet Sheperds Flat d’une puissance de 845 mégawatts et le projet de développement d’énergie solaire Janauba au Brésil d’une puissance de 1 200 mégawatts. Nous avons terminé le trimestre avec des projets en construction et des projets à un stade avancé totalisant 15 000 mégawatts. Ces projets variés comprennent notamment des centrales de production décentralisée et commerciale d’énergie solaire, d’énergie éolienne, d’énergie hydroélectrique, d’accumulation et d’hydrogène écologique dans plus de 15 pays. Au total, nous prévoyons qu’une fois réalisés, ces projets généreront des fonds provenant des activités annuels supplémentaires de près de 150 millions $ pour notre société. Nous sommes bien protégés contre l’inflation Alors que les banques centrales resserrent leur politique monétaire, les marchés se concentrent de plus en plus sur le potentiel d’une inflation soutenue dans l’avenir. Que l’inflation soit temporaire ou durable, nous nous attendons à ce que nos activités continuent d’enregistrer de bons résultats. En effet, nous considérons l’inflation comme étant favorable à nos actifs en exploitation étant donné qu’environ 70 % de nos contrats sont indexés sur l’inflation et que nous avons une structure de coûts généralement fixe, assez peu exposée à la hausse des coûts de main-d’œuvre et à l’augmentation des dépenses d’investissement affectées à l’entretien. Le coût de nos intrants pour le soleil, le vent et l’eau demeure à zéro. En comparaison, le coût des intrants énergétiques pour la plupart des autres modes de production d’électricité a augmenté de plus de 50 % au cours des douze derniers mois. En plus de notre structure de dette à taux presque exclusivement fixe, l’effet cumulatif de l’inflation sur les sources de produits devrait générer des leviers d’exploitation très importants à l’échelle de la société. Nos actifs en construction et à un stade avancé totalisant 15 000 mégawatts sont favorisés par notre objectif d’évitement des risques. Nous bloquons quasi systématiquement le coût de nos composantes importantes lorsque nous signons des contrats générateurs de produits. Par conséquent, nous estimons que nous avons apparié nos coûts et produits et fixé une part importante de notre objectif de rendement. Malgré le fait que les perturbations de la chaîne d’approvisionnement mondiale continuent d’avoir une incidence sur notre secteur, notre portefeuil e diversifié et nos relations solides avec les fournisseurs font en sorte que nous sommes bien placés pour gérer cette situation, de façon à ce qu’elle n’ait pas d’incidence considérable sur nos activités.
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Les défis posés par la chaîne d’approvisionnement ont réduit l’offre de nouveaux projets, car certains promoteurs retardent ou abandonnent leurs obligations. Il s’agit donc d’un avantage éventuel pour nos activités étant donné que la demande en énergie propre continue de croître, ce qui augmente la valeur des projets de haute qualité prêts à construire pouvant répondre aux besoins à court terme des clients. Nous avons la chance d’avoir de nombreux projets de ce type dans notre portefeuil e et nous constatons une demande importante pour leur production future qui se manifeste par des prix plus élevés dans les conventions d’achat d’électricité. Nous sommes convaincus que l’inflation et les pressions exercées sur la chaîne d’approvisionnement ne ralentiront pas l’adoption des énergies propres à l’échelle mondiale. Les prix élevés et variables de l’énergie dans le monde continuent de positionner l’énergie éolienne et l’énergie solaire en tant que modes de production d’électricité en gros les moins chers et démontrent l’avantage des productions qui ne sont pas soumises aux coûts variables des intrants. Dans l’ensemble de notre portefeuil e de 69 000 mégawatts, qui est diversifié sur le plan des régions et des technologies, nous avons constaté que les acheteurs les plus importants d’énergie propre sont prêts à absorber les hausses de prix, car les avantages de la décarbonation, de la sécurité énergétique et de la stabilité des prix dépassent de loin les faibles augmentations de coûts auxquel es ils sont confrontés. De plus, notre fonction d’approvisionnement centralisée de grande envergure nous permet de demeurer un client prioritaire pour les fournisseurs et nous donne de la souplesse en matière d’exploitation. Nous sommes bien placés pour gérer l’inflation ou les pressions exercées sur les chaînes d’approvisionnement à l’avenir et nous restons un partenaire de choix, ayant la capacité de réaliser de nouveaux projets pour les clients qui souhaitent décarboner leurs activités. Résultats d’exploitation Au cours du trimestre, nous avons dégagé des fonds provenant des activités de 243 mil ions $, ou 0,38 $ par part, traduisant un rendement solide. Nos activités ont tiré parti de la grande disponibilité des actifs, des prix plus élevés de l’électricité et des dernières acquisitions. Sur une base normalisée, notre résultat par part a augmenté de 18 % par rapport à celui du trimestre correspondant de l’exercice précédent. Grce à notre portefeuil e d’actifs en exploitation de plus en plus diversifié, au risque de concentration des contreparties limité et au profil de conventions à long terme, nos flux de trésorerie demeurent solides. Bien que la production du trimestre ait été conforme à la moyenne à long terme, la forte production dans nos marchés à prix moins élevés et le rendement plus faible dans nos marchés à prix plus élevés se sont traduits par des fonds provenant des activités inférieurs à ce qui était prévu. Cette dynamique est déjà en voie de devenir la normale, et même si nous nous attendons à voir surgir cette variabilité de temps à autre, nous prévoyons aussi que les périodes favorables en compenseront les effets dans l’avenir. En outre, nous poursuivons activement la diversification de nos activités ce qui nous permettra d’atténuer de plus en plus le risque d’exposition à une seule ressource ou contrepartie ou à un seul marché et décroît la variabilité au fil du temps. Au cours du trimestre, les fonds provenant des activités découlant de notre secteur hydroélectricité se sont établis à 164 millions $. La production d’hydroélectricité constitue toujours la principale technologie d’énergie renouvelable en raison de sa disponibilité pérenne et sur commande ainsi que de sa capacité à stabiliser les réseaux. Dans un contexte de prix de plus en plus avantageux étant donné l’ajout au réseau d’une plus grande production intermittente, notre capacité à conclure des contrats à long terme visant les actifs hydroélectriques à des prix tout compris avantageux, comprenant des clauses d’indexation sur l’inflation, est favorisée par la demande accrue d’une production de base décarbonée. En outre, la valeur des services auxiliaires pour stabiliser le réseau et de la capacité d’accumulation inhérente aux grandes centrales hydroélectriques est en forte croissance dans le marché actuel.
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Même si nos résultats ont été favorisés par les marchés où les prix tout compris ont été plus élevés au cours du trimestre, l’incidence de ces marchés a été limitée étant donné qu’une grande proportion de notre production était visée par contrat dès le début de l’exercice. Néanmoins, tout au long de l’exercice, nous pourrons bénéficier de cette dynamique grce à la capacité accrue de notre portefeuil e hydroélectrique à mesure qu’el e deviendra disponible. Au cours des cinq prochains exercices, la capacité de renégocier des contrats visant la production de près de 5 500 gigawattheures en Amérique du Nord devrait contribuer de manière significative à nos résultats. La révision des prix de cette production en fonction des prix actuels du marché se traduirait par un apport d’environ 120 millions $ aux fonds provenant des activités, tout en dégageant une capacité de financement supplémentaire, ce qui représenterait vraisemblablement une source de financement très relutive pour notre croissance. Nos secteurs énergie éolienne et énergie solaire ont dégagé des fonds provenant des activités totalisant 156 mil ions $. Nous continuons de tirer avantage de la croissance de ces secteurs et des produits stables qu’ils dégagent grce à la diversification de notre parc d’actifs et des flux de trésorerie provenant en grande partie des conventions d’achat d’électricité à long terme. Les fonds provenant des activités de notre secteur production décentralisée, accumulation et divers se sont élevés à 47 millions $. Notre portefeuil e continue à croître alors que nous aidons nos partenaires commerciaux et industriels à atteindre leurs objectifs de décarbonation et leur fournissons des services auxiliaires essentiels permettant de stabiliser les réseaux ainsi qu’une capacité supplémentaire pour pal ier l’intermittence croissante des réseaux d’électricité plus écologiques. État de la situation financière et liquidités Notre situation financière demeure solide, le total de nos liquidités disponibles ayant atteint près de 4 mil iards $, ce qui nous procure une grande souplesse pour financer notre croissance. Nous avons continué à accélérer la réalisation de nos activités de financement en prolongeant la durée de notre dette et en obtenant des taux d’intérêt fixes avantageux. Par conséquent, notre situation financière demeure solide avec une durée contractuelle moyenne de la dette de 13 ans à l’échelle du portefeuil e, aucune échéance importante à court terme et une exposition inférieure à 10 % aux emprunts à taux d’intérêt variables, lesquels ont été contractés pour la plupart au Brésil et en Colombie où nous avons tiré parti des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées dans nos contrats. De plus, nous avons poursuivi la vente d’actifs pour créer de la valeur et financer la croissance. Au cours du trimestre, nous avons conclu une entente visant la vente d’un petit portefeuil e hydroélectrique au Brésil qui représente un rendement équivalant à environ le triple de notre capital au cours de la période de 10 ans pendant laquelle nous en avons été propriétaires. Nous avons également rempli les conditions requises pour conclure la vente de plusieurs de nos actifs au Mexique qui ont été développés par notre promoteur mondial de projets d’énergie solaire, que nous détenons à 50 %. Cette vente générera un produit d’environ 240 mil ions $ (montant net d’environ 30 millions $ pour Énergie Brookfield), soit plus du double du capital que nous avons investi sur la période de deux ans pendant laquel e nous en avons été propriétaires. Questions environnementales, sociales et de gouvernance (ESG) L’excellence opérationnel e, des rendements solides sur le capital investi et l’objectif d’avoir un effet positif sur l’environnement, notre personnel et les col ectivités où nous exerçons nos activités sont des engagements qui guident notre entreprise. En gage de cet engagement, nous sommes fiers d’annoncer la publication de notre troisième rapport annuel sur nos pratiques ESG aujourd’hui même ainsi que de notre premier rapport GIFCC, l’intention d’atteindre la cible de zéro émission nette pour l’ensemble de nos activités existantes d’énergie renouvelable et le développement de nouveaux actifs d’énergie propre d’une
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puissance de 21 000 mégawatts, ce qui aurait pour effet de doubler la puissance de notre portefeuil e pour la faire passer à 42 000 mégawatts d’ici 2030. Perspectives Nous continuons de nous concentrer sur la croissance de nos activités et sur la réalisation de nos priorités opérationnel es de première importance, notamment le maintien d’un bilan solide, la préservation de l’accès à diverses sources de capitaux et l’augmentation de la valeur grce à l’amélioration des flux de trésorerie de notre portefeuil e existant, ce qui nous permettra de contribuer à la décarbonation grce à un nombre important et en croissance de nouvelles occasions. Nous sommes convaincus que l’envergure de notre société, notre feuil e de route éprouvée et nos capacités à l’échel e mondiale nous procurent une place de choix pour collaborer avec les gouvernements et les entreprises du monde entier et les aider à atteindre la cible de zéro émission nette et la sécurité énergétique à faibles coûts. Nous croyons que nos perspectives de croissance n’ont jamais été aussi intéressantes. Comme toujours, nous sommes déterminés à atteindre nos cibles de rendement total à long terme. Au nom du conseil d’administration et de la direction d’Énergie Brookfield, nous tenons à remercier tous nos porteurs de parts et actionnaires pour leur soutien indéfectible. Cordialement, le chef de la direction,

Connor Teskey Le 6 mai 2022
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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NOS FORCES CONCURRENTIELLES Brookfield Renewable Partners L.P. (collectivement avec ses entités contrôlées, « Énergie Brookfield ») est une société d’envergure mondiale qui détient et exploite des actifs de production d’énergie renouvelable diversifiés employant de multiples technologies.

Notre modèle d’affaires consiste à mettre à profit notre présence mondiale pour acquérir et mettre en valeur des actifs de production d’énergie renouvelable de grande qualité en deçà de leur valeur intrinsèque, et à les financer à long terme grce à du financement de première qualité à faible risque selon une stratégie de financement prudente, pour ensuite optimiser les flux de trésorerie en exerçant notre expertise en matière d’exploitation pour en accroître la valeur.

Une des plus importantes sociétés ouvertes du monde axées uniquement sur l’énergie renouvelable. Énergie Brookfield affiche de bons résultats depuis plus de 20 ans à titre d’exploitant et d’investisseur coté en Bourse dans le secteur des énergies renouvelables. Nous détenons aujourd’hui un vaste portefeuille diversifié à l’échelle mondiale composé d’actifs dédiés à l’énergie propre reposant sur de multiples technologies. Ces actifs sont soutenus par environ 3 200 exploitants chevronnés. Énergie Brookfield investit directement dans des actifs, mais aussi par l’intermédiaire de partenaires institutionnels, de coentrepreneurs ou d’autres ententes. Notre portefeuille regroupe une puissance installée d’environ 21 000 MW largement répartie sur quatre continents, compte un portefeuille de projets de développement d’environ 69 000 MW et table sur une production moyenne à long terme annualisée au prorata d’approximativement 29 500 GWh.

Les graphiques ci-après présentent les produits au prorata1.

Source d’énergie

Région

2 %

13 %

16 %

15 %

19 %

50 %

63 %

22 %

Hydroélectricité

Énergie éolienne

Amérique du Nord

Amérique latine

Transition énergétique

Énergie solaire – Services

Europe

Asie

publics

1) Les chiffres sont fondés sur les produits normalisés des 12 derniers mois au prorata de la quote-part d’Énergie Brookfield.

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Rapport intermédiaire

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Aider à l’accélération de la décarbonation des réseaux électriques. Les changements climatiques sont considérés comme l’un des enjeux les plus importants et urgents auxquels fait face l’économie mondiale, entraînant d’immenses risques pour la prospérité économique et sociale. Par conséquent, les gouvernements et les entreprises ont adopté des plans ambitieux visant à appuyer la transition vers une économie décarbonée. Nous croyons que notre entreprise est bien positionnée pour offrir des solutions soutenant la décarbonation et cette transition. Grce à notre envergure et à notre capacité mondiale en matière d’exploitation, de développement et d’investissement, nous sommes en mesure de travailler de concert avec les gouvernements et les entreprises pour les aider à atteindre leurs objectifs de décarbonation.
Actifs diversifiés et de grande qualité axés sur l’hydroélectricité. Énergie Brookfield possède un portefeuille complémentaire de centrales hydroélectriques, éoliennes, solaires et d’accumulation. Notre portefeuille comprend des centrales à des fins commerciales, une capacité d’accumulation d’énergie et une production décentralisée. Les actifs hydroélectriques, en raison de leur longue durée de vie, de leurs faibles coûts et de leur production d’énergie la plus propre et écologique composent la grande majorité de notre portefeuille et sont la catégorie d’actifs d’énergie renouvelable ayant la plus grande valeur. Les centrales hydroélectriques offrent des marges de trésorerie élevées, une capacité d’accumulation avec la possibilité de produire de l’électricité sur demande à toute heure du jour, et permettent de vendre de multiples produits sur le marché, notamment de l’électricité, de la capacité et d’autres produits auxiliaires. Nos centrales d’énergie éolienne et d’énergie solaire nous offrent une exposition à deux secteurs d’énergie renouvelable qui connaissent la plus forte croissance, des marges de trésorerie élevées ainsi que des fonctionnalités diversifiées et adaptables, comme la production décentralisée, et elles n’engendrent aucun coût de combustible. Nos centrales d’accumulation nous permettent d’offrir des services essentiels et une production sur demande aux réseaux d’électricité des marchés où elles sont situées. Grce à notre envergure et à notre diversité ainsi qu’à la qualité de nos actifs, nous nous sommes taillé une place concurrentielle par rapport aux autres producteurs d’électricité, tout en offrant une grande valeur de rareté à nos investisseurs.
Flux de trésorerie stables, diversifiés et de grande qualité ayant une valeur à long terme attrayante pour les porteurs de parts de la société en commandite.
	Nous comptons maintenir des flux de trésorerie stables et prévisibles, provenant
principalement d’un portefeuille diversifié d’actifs hydroélectriques, éoliens et solaires de longue durée et à faibles coûts d’exploitation qui vend de l’électricité aux termes de contrats à long terme à prix fixes, conclus avec des contreparties solvables. Environ 90 % de notre production au prorata de 2022 est visée par des contrats conclus avec des organismes publics d’électricité, des services publics responsables de l’approvisionnement, des utilisateurs industriels ou Brookfield. Nos CAÉ ont une durée résiduelle moyenne pondérée de 14 ans, au prorata, ce qui procure une stabilité à long terme des flux de trésorerie.
Profil financier solide et stratégie de financement prudente. Énergie Brookfield affiche un bilan robuste, ainsi qu’une note de crédit de première qualité solide et maintient l’accès à des marchés financiers à l’échelle mondiale pour veiller à la résilience des flux de trésorerie tout au long du cycle. Notre approche de financement consiste à avoir accès par l’intermédiaire de nos filiales à du financement de première qualité pour financer la quasi-totalité de notre dette au moyen d’emprunts sans recours, grevant des actifs précis, sans clauses financières restrictives. Environ 90 % de notre dette est cotée comme étant de première qualité ou atteint les seuils de première qualité. Notre ratio d’endettement d’entreprise est d’environ 7 %, et environ 90 % de nos emprunts sont sans recours. Les emprunts de la société mère et les emprunts sans recours au prorata ont chacun une durée moyenne pondérée d’environ respectivement 12 ans et 13 ans, et ne comportent aucune échéance importante dans les cinq prochaines années. Environ 90 % de notre financement est à un taux fixe, et seulement 2 % de notre dette en Amérique du Nord et en Europe est exposée à la variation des taux d’intérêt. Au 31 mars 2022, les liquidités disponibles se composaient de trésorerie et d’équivalents de trésorerie d’environ 3,8 milliards $, des placements dans des titres négociables et d’une tranche disponible des facilités de crédit.

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La meilleure expertise en matière d’exploitation et de développement qui soit. Énergie Brookfield emploie environ 3 200 exploitants chevronnés et près de 120 experts en commercialisation de l’électricité partout autour du globe pour aider à optimiser la performance et maximiser le rendement de tous nos actifs. Notre expertise en matière d’exploitation, de développement et de gestion de centrales de production d’électricité s’étend sur plus de 100 ans et comporte des capacités complètes en matière d’exploitation, de développement et de commercialisation de l’électricité.
Bien positionnée pour la croissance des flux de trésorerie. Nous nous concentrons sur la distribution stable et durable ainsi que la croissance notable, quels que soient les cycles de marché, en stimulant la croissance des flux de trésorerie des activités en cours, entièrement financées par nos flux de trésorerie générés en interne, y compris l’inclusion dans la quasi-totalité de nos contrats de clauses d’indexation en fonction de l’inflation, l’accroissement des marges grce à l’augmentation des produits et à des initiatives de réduction des coûts ainsi que la mise sur pied de nos projets de développement exclusifs d’une puissance d’environ 69 000 MW qui dégageront des rendements supérieurs. Bien que nous ne comptions pas sur les acquisitions pour atteindre nos cibles de croissance, notre entreprise cherche à tirer parti des occasions de fusions et d’acquisitions intéressantes qui se présentent.
Stratégie d’investissement rigoureuse et à contre-courant. Notre échelle mondiale et nos capacités reposant sur de multiples technologies nous permettent de faire la rotation des capitaux là où il y a pénurie afin de réaliser des rendements solides ajustés au risque. Nous adoptons une approche rigoureuse quand nous investissons des capitaux dans des projets de développement et des acquisitions en privilégiant une protection contre le risque de perte de valeur et la préservation des capitaux. Au cours des cinq dernières années, nous avons déployé des capitaux propres d’environ 5,1 milliards $ qui ont été soit investis dans les actifs ci-après, soit employés pour faire l’acquisition ou la mise en service de ceux-ci : des centrales hydroélectriques, éoliennes, solaires et d’accumulation d’une puissance totale d’environ 13 200 MW. Notre capacité d’acquérir et de développer des actifs est renforcée par nos équipes aguerries d’exploitation et de développement de projets autour du globe, notre relation stratégique avec Brookfield et notre profil de liquidité et de structure du capital. Nous avons fait, par le passé, le développement et l’acquisition d’actifs au moyen d’arrangements avec des investisseurs institutionnels dans des partenariats financés ou cofinancés par Brookfield ainsi que de conventions stratégiques relatives aux relations avec des acheteurs institutionnels, et pourrions continuer de le faire.
Profil de distribution attrayant.	Nous prévoyons que notre stratégie générera des flux de trésorerie prévisibles et très stables
assurant un profil de distribution durable.		Nous ciblons une fourchette à long terme de taux de croissance des distributions
se situant entre 5 % et 9 % par année.
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Rapport de gestion
pour le trimestre clos le 31 mars 2022
Le présent rapport de gestion pour le trimestre clos le 31 mars 2022 a été préparé en date du 6 mai 2022. Sauf indication contraire, les termes « Énergie Brookfield », « nous », « notre » et « nos » et « notre société » désignent Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées. La société mère ultime d’Énergie Brookfield est Brookfield Asset Management Inc. (« Brookfield Asset Management »). Brookfield Asset Management et ses filiales, autres qu’Énergie Brookfield, sont appelées individuellement et collectivement « Brookfield » dans le présent rapport de gestion.
Les participations consolidées d’Énergie Brookfield comprennent les parts de société en commandite sans droit de vote cotées en Bourse (les « parts de société en commandite ») détenues par le public et par Brookfield, les actions à droit de vote subalterne échangeables de catégorie A de BEPC (les « actions échangeables de BEPC ») de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») détenues par le public et par Brookfield, les parts de société en commandite rachetables/échangeables (les « parts de société en commandite rachetables/échangeables ») détenues dans Brookfield Renewable Partners L.P. (« BRELP »), filiale société de portefeuille d’Énergie Brookfield, détenues par Brookfield, et la participation de commandité dans BRELP détenue par Brookfield (la « participation de commandité »). Les porteurs de parts de société en commandite, de parts de société en commandite rachetables/échangeables, de la participation de commandité et d’actions échangeables de BEPC sont désignés collectivement les « porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les parts de société en commandite rachetables/échangeables, la participation de commandité et les actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les « parts » ou par l’expression « par part », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les actions échangeables de BEPC et les parts de société en commandite rachetables/échangeables comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards. Se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
Les états financiers d’Énergie Brookfield ont été préparés conformément aux Normes internationales d’information financière (« IFRS ») publiées
par l’International Accounting Standards Board (l’« IASB »), selon lesquelles il faut faire des estimations et poser des hypothèses qui ont une
incidence sur les montants de l’actif et du passif et sur les informations relatives aux passifs éventuels présentés à la date des états financiers ainsi
que sur les montants des produits et des charges au cours des périodes de présentation de l’information financière.
Certains chiffres comparatifs ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation de l’exercice considéré.
Les symboles « $ », « $ CA », « € », « R$ », « COP », « PLN » et « MYR » renvoient respectivement au dollar américain, au dol ar canadien, à l’euro, au réal, au peso colombien, au zloty et au ringgit. Sauf indication contraire, tous les montants en dol ars sont libellés en dol ars américains.
Une description de l’information sur l’exploitation et des informations sectorielles ainsi que les mesures financières non conformes aux IFRS que nous utilisons pour expliquer nos résultats financiers se trouvent à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ». Un rapprochement des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures financières selon les IFRS les plus semblables se trouve à la « Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données au prorata – Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS ». Le présent rapport de gestion renferme de l’information prospective, au sens prescrit par les lois américaines et canadiennes sur les valeurs mobilières. Pour la mise en garde à l’égard des énoncés prospectifs et des mesures non conformes aux IFRS, se reporter à la « PARTIE 9 – Mise en garde ». Notre rapport annuel et l’information supplémentaire déposés auprès de la Securities and Exchange Commission (« SEC ») et des organismes de réglementation au Canada sont accessibles sur notre site Web (ht ps://bep.brookfield.com) ainsi que sur le site Web de la SEC (www.sec.gov/edgar.shtml) et celui de SEDAR (www.sedar.com).
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Présentation du rapport de gestion

Partie 1 – Faits saillants du premier trimestre de 2022	16		Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement (suite)
	Dépenses d’investissement	40
	Tableaux consolidés des flux de trésorerie	40
Partie 2 – Revue du rendement financier selon des données
consolidées	19 Actions, parts et billets en circulation	42
	Dividendes et distributions	43
			Obligations contractuelles	43
Partie 3 – Informations financières consolidées
supplémentaires	21		Informations financières supplémentaires	43
		Résumé des états consolidés de la situation financière					21	Accords hors état de la situation financière	44
Transactions entre parties liées	22
Capitaux propres	23		Partie 6 – Principales informations trimestrielles	45
	Sommaire des résultats trimestriels historiques	45
Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données au
prorata	26
			Partie 7 – Estimations critiques, méthodes comptables et
Résultats au prorata pour les trimestres clos les 31 mars	26		contrôles internes	46
Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS	31
Profil des contrats	34 Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du
			rendement	48
Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement	36
			Partie 9 – Mise en garde	53	Structure du capital et liquidités disponibles	36
Emprunts	38



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PARTIE 1 – FAITS SAILLANTS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2022
	Trimestres clos les 31 mars


	2022		2021

Informations financières choisies
Produits ......................................................................................................................................		1 136 $		1 020 $
Perte nette attribuable aux porteurs de parts ...............................................................................				(78)	(133)
Résultat net de base et dilué par part de société en commandite1 ...............................................	(0,16)		(0,24)
BAIIA ajusté au prorata2 ............................................................................................................				499	489
Fonds provenant des activités2 ...................................................................................................				243	242
Fonds provenant des activités par part2, 3 ...................................................................................				0,38	0,38
Distribution par part de société en commandite .........................................................................				0,32	0,30

Information sur l’exploitation
Puissance (MW) ..........................................................................................................................	20 884		20 638
Production totale (GWh)
Production moyenne à long terme ............................................................................................	15 097		14 099
Production réelle .......................................................................................................................	15 196		13 828

Production au prorata (GWh)
Production moyenne à long terme ............................................................................................	7 414		7 602
Production réelle .......................................................................................................................	7 425		7 375
Produits moyens ($ par MWh)..................................................................................................		86	82
1)		Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, le nombre total moyen de parts de société en commandite s’est établi à 275,1 mil ions (274,8 millions en 2021).
2)		Mesure non conforme aux IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la « PARTIE 4 – Revue du rendement financier selon des données au prorata – Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » et à la « PARTIE 9 – Mise en garde ».
3)		Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,8 millions (645,5 millions en 2021), ce qui comprend nos parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables ainsi que les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité.

				31 décembre 2021
					31 mars 2022
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Situation de trésorerie et sources de financement
Liquidités disponibles ............................................................................................	3 802 $		4 069 $
Ratio d’endettement – entreprise ............................................................................	7 %		8 %
Ratio d’endettement – consolidé ............................................................................	32 %		33 %
Emprunts sans recours – consolidés .......................................................................	90 %		90 %
Exposition aux dettes à taux d’intérêt fixe au prorata1 ...........................................	98 %		98 %
Emprunts de la société mère
Durée moyenne jusqu’à l’échéance de la dette ....................................................	12 ans		13 ans
Taux d’intérêt moyen ...........................................................................................	3,9 %		3,9 %
Emprunts sans recours au prorata
Durée moyenne jusqu’à l’échéance de la dette ....................................................	13 ans		13 ans
Taux d’intérêt moyen ...........................................................................................	4,5 %		4,2 %
1)		L’exposition totale aux taux variables est de 8 % (7 % en 2021) dont 6 % (5 % en 2021) se rapporte aux det es à taux d’intérêt variables contractées dans certaines régions autres que l’Amérique du Nord et l’Europe en raison des coûts connexes élevés qu’entraîne la couverture dans ces régions.
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Exploitation Les fonds provenant des activités se sont établis à 243 millions $, ou 0,38 $ par part, comparables à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent soutenue par :
• les apports de la grande disponibilité des actifs et de la croissance; • la hausse des prix réalisés dans la plupart des marchés, grce à l’indexation sur l’inflation et à l’augmentation des
	prix de l’électricité à l’échelle mondiale;
• l’accroissement des marges découlant des mesures de réduction des coûts; • le tout contrebalancé par une diminution de la production dans les marchés où les prix sont élevés.
Déduction faite de la charge d’amortissement sans effet de trésorerie, des profits de change et sur les dérivés et autres, la perte nette attribuable aux porteurs de parts pour le trimestre clos le 31 mars 2022 s’est élevée à 78 millions $, ou 0,16 $ par part de société en commandite. Nous avons maintenu notre attention sur le profil des contrats et nos relations étroites avec nos clients afin de :
• conclure des contrats visant à fournir plus de 1 400 GWh d’énergie propre par année, y compris 500 GWh aux
	acheteurs institutionnels.
Situation de trésorerie et sources de financement Notre accès à différentes sources de financement demeure solide étant donné notre excellent bilan :
• Notre situation de trésorerie demeure robuste grce à des liquidités disponibles atteignant près de 3,8 milliards $,
	ce qui procure une grande souplesse pour investir dans la croissance, et au fait qu’aucune dette importante ne vient à échéance à très court terme.
• Nous avons continué d’accélérer nos activités de financement en reportant l’échéance de notre dette et en nous
	prévalant de taux d’intérêt avantageux :
	◦ Nous avons obtenu des financements sans recours de première qualité de plus de 900 millions $ pour
		l’ensemble de notre portefeuille diversifié au cours du trimestre;
	◦ Après la clôture du trimestre, nous avons émis des parts de société en commandite privilégiées de
		catégorie A perpétuelles vertes à taux fixe d’un montant en capital de 150 millions $ CA qui ont réduit notre coût du capital.
• Jusqu’à maintenant, nous avons fait avancer, avec des partenaires institutionnels, des activités de recyclage d’actifs
	qui ont généré un montant d’environ 560 millions $ (montant net d’environ 90 millions $ pour Énergie Brookfield),
	en procédant à la vente d’actifs secondaires arrivés à maturité se traduisant par de solides rendements, dont une
	entente visant la vente d’un petit portefeuille hydroélectrique au Brésil qui s’est traduite par un rendement
	équivalant à environ le triple du capital que nous avons investi sur la période de 10 ans pendant laquelle nous en
	avons été propriétaires. Nous avons également rempli les conditions requises pour conclure la vente de plusieurs
	de nos actifs au Mexique qui ont été développés par notre promoteur mondial de projets d’énergie solaire, que nous
	détenons à 50 %. Cette vente générera un produit d’environ 240 millions $ (montant net d’environ 30 millions $
	pour Énergie Brookfield), soit plus du double du capital que nous avons investi sur la période de deux ans pendant
	laquelle nous en avons été propriétaires.

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Croissance et développement Depuis le début de l’exercice 2022, nous avons investi, ou convenu d’investir, avec nos partenaires institutionnels, des capitaux de plus de 1,6 milliard $ (montant net d’environ 340 millions $ pour Énergie Brookfield) dans de nombreux placements, notamment :
• Nous avons conclu les acquisitions, annoncées précédemment, de nos activités de promotion d’énergie solaire
	commerciales aux États-Unis et en Allemagne qui, collectivement, représentent un portefeuille de projets en développement de 22 000 MW dans des marchés de grande valeur;
• Nous nous sommes engagés à investir jusqu’à 300 millions $ CA dans un fournisseur de solutions de captage du
	CO2. La participation offre, par le biais d’un titre convertible, un point d’entrée intéressant sur le marché des solutions de captage du CO2 avec un partenaire solide.
Après la clôture du trimestre, nous avons, avec nos partenaires institutionnels, constitué une coentreprise avec un partenaire européen en vue de soumettre des offres communes visant deux projets d’énergie éolienne en mer d’une puissance de 750 MW dans le cadre d’un processus d’appel d’offres sans subvention à venir aux Pays-Bas. Rien ne garantit que nos offres seront fructueuses. Après la clôture du trimestre, nous avons également convenu de faire l’acquisition d’un portefeuille éolien d’une puissance de 235 MW entièrement visé par contrat en Asie d’un grand promoteur local réputé, comprenant des actifs en exploitation de 155 MW et des projets prêts à construire de 80 MW, en contrepartie de 90 millions $. Ce portefeuille s’intègrera à nos activités existantes et s’inscrit dans la foulée d’une occasion plus importante d’investir dans des actifs en exploitation et des projets prêts à construire d’une puissance de près de 700 MW dont nous avons obtenu l’exclusivité. Au cours du trimestre, nous avons continué de faire évoluer notre portefeuille de projets de développement :
• Nous avons mis en service des projets de développement d’une puissance de 536 MW et avons continué la
	construction de projets de développement hydroélectriques, d’énergie éolienne, d’accumulation par pompage, de production décentralisée et commerciale d’énergie solaire et d’hydrogène écologique d’une puissance totale de 15 000 MW, notamment notre programme de rééquipement aux États-Unis, le parc éolien en Oregon de 845 MW et notre centrale d’énergie solaire au Brésil de 1 200 MW qui, une fois achevés, devraient dégager des fonds provenant des activités annualisés totalisant dans l’ensemble environ 157 millions $.

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PARTIE 2 – REVUE DU RENDEMENT FINANCIER SELON DES DONNÉES CONSOLIDÉES Le tableau suivant présente les principales données financières pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022	2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ...........................................................................................................................................	1 136 $	1 020 $
Coûts d’exploitation directs .............................................................................................................		(350)		(391)
Coûts de service de gestion .............................................................................................................			(76)		(81)
Charge d’intérêts .............................................................................................................................		(266)		(233)
Charge d’amortissement ..................................................................................................................		(401)		(368)
(Charge) recouvrement d’impôt ......................................................................................................			(16)		17
Résultat net ......................................................................................................................................			33 $	(55) $
	Taux de change moyen de
	conversion en $ US
$ CA ................................................................................................................................................	1,27	1,27
€ .......................................................................................................................................................	0,89	0,83
R$ ....................................................................................................................................................	5,23	5,47
COP .................................................................................................................................................	3 914	3 553
Analyse des écarts pour le trimestre clos le 31 mars 2022 Les produits totalisant 1 136 millions $ représentent une augmentation de 116 millions $ par rapport à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent en raison de la croissance de nos activités et de l’augmentation des prix réalisés. Les produits tirés des centrales récemment acquises et mises en service et la production de celles-ci se sont élevés à respectivement 90 millions $ et 1 038 GWh, le tout ayant été contrebalancé en partie par les ventes d’actifs réalisées dernièrement qui ont entraîné la diminution des produits de 42 millions $ et la réduction de la production de 426 GWh. Sur une base comparable, les produits ont augmenté de 90 millions $ du fait que nous avons tiré avantage de l’augmentation des prix réalisés dans la plupart des marchés, grce à l’indexation sur l’inflation et à la hausse des prix de l’électricité à l’échelle mondiale, le tout ayant été contrebalancé en partie par la diminution de la production dans les marchés où les prix sont élevés.

Le raffermissement du dollar américain par rapport à sa valeur à la période correspondante de l’exercice précédent, principalement par rapport à l’euro et au peso colombien, a entraîné une diminution des produits de 22 millions $, qui a été compensée en partie par l’effet de change favorable de 19 millions $ sur les charges d’exploitation et d’intérêts. Les coûts d’exploitation directs totalisant 350 millions $ représentent une diminution de 41 millions $ par rapport à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent étant donné que l’avantage tiré des mesures de réduction des coûts réalisées à l’échelle de la société, des ventes d’actifs réalisées dernièrement et de l’incidence de la tempête hivernale survenue au Texas l’année précédente a été partiellement contrebalancé par les coûts supplémentaires entraînés par de récentes acquisitions et mises en service de centrales.
Les coûts de service de gestion totalisant 76 millions $ sont généralement conformes à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent.

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La charge d’intérêts de 266 millions $ représente une augmentation de 33 millions $ par rapport à celle de la période correspondante de l’exercice précédent en raison de la croissance de notre portefeuille et du financement additionnel stratégique d’un montant de 1,0 milliard $ CA visant une centrale hydroélectrique au Canada dans le but de financer la croissance de nos activités. La charge d’amortissement s’est chiffrée à 401 millions $, ce qui représente une hausse de 33 millions $ par rapport à celle de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités. Le résultat net s’est élevé à 33 millions $ par rapport à une perte nette de 55 millions $ pour la période correspondante de l’exercice précédent, ce qui est attribuable aux éléments susmentionnés.
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PARTIE 3 – INFORMATIONS FINANCIÈRES CONSOLIDÉES SUPPLÉMENTAIRES RÉSUMÉ DES ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE Le tableau suivant présente un sommaire des principaux postes des états consolidés de la situation financière intermédiaires non audités aux :
	31 mars	31 décembre

	2022		2021
(EN MILLIONS)
Actifs détenus en vue de la vente				.........................................................................	155 $		58 $
					...............................................................................................
Actifs courants	2 922		2 861
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence						.........................	1 145		1 107
							............................................................
Immobilisations corporelles à la juste valeur	51 167		49 432
					..............................................................................................
Total de l’actif	58 381	55 867
						................................
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente		6		6
				...............................................................................	2 292
Emprunts de la société mère			2 149
Emprunts sans recours								......................................................................................	19 908		19 380
								......................................................................................
Passifs d’impôt différé	6 480		6 215
Total du passif et des capitaux propres							................................................................	58 381		55 867
	Taux de change de
	conversion en $ US
..........................................................................................................
$ CA	1,25		1,26
€	...............................................................................................................	0,90		0,88
.............................................................................................................
R$	4,74		5,58
...........................................................................................................
COP	3 748		3 981

Actifs détenus en vue de la vente Les actifs détenus en vue de la vente se chiffraient à 155 millions $ au 31 mars 2022, par rapport à 58 millions $ au 31 décembre 2021. L’augmentation est entièrement attribuable au classement d’un portefeuille hydroélectrique au Brésil d’une puissance de 36 MW comme actif détenu en vue de la vente.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant la vente de sa participation de 100 % dans un portefeuille hydroélectrique en exploitation au Brésil d’une puissance de 36 MW, pour un produit de 98 millions $ (montant net de 25 millions $ pour Énergie Brookfield). Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 25 % dans chacune des entités des projets au sein du portefeuille hydroélectrique au Brésil et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, de concert avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie solaire en Asie d’une puissance de 19 MW pour une contrepartie d’environ 144 millions MYR (montants nets de 33 millions $ et de 10 millions $ pour Énergie Brookfield).
Immobilisations corporel es Les immobilisations corporelles s’élevaient à 51,2 milliards $ au 31 mars 2022, contre 49,4 milliards $ au 31 décembre 2021. L’augmentation de 1,7 milliard $ est principalement attribuable aux acquisitions réalisées au cours du trimestre, notamment l’acquisition d’un portefeuille comprenant une plateforme en développement d’actifs solaires et
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d’accumulation d’énergie à grande échelle aux États-Unis d’une puissance de 20 GW et nos investissements continus dans le développement d’actifs de production d’électricité, qui ont mené à une augmentation des immobilisations corporelles de 1,1 milliard $. La dévaluation du dollar américain par rapport à la plupart des devises a entraîné une augmentation des immobilisations corporelles de 1,1 milliard $. Cette augmentation a été partiellement contrebalancée par la charge d’amortissement de 0,4 milliard $ associée aux immobilisations corporelles et, au cours du trimestre, nous avons transféré des immobilisations corporelles d’une valeur de 0,1 milliard $ dans les actifs détenus en vue de la vente en lien avec un portefeuille hydroélectrique en exploitation au Brésil d’une puissance de 36 MW.
TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield se font dans le cours normal des activités et sont comptabilisées à la valeur d’échange. Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield se font principalement avec Brookfield Asset Management. Énergie Brookfield vend de l’électricité à Brookfield aux termes d’une unique CAÉ à long terme visant ses centrales hydroélectriques de New York.
Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield aux termes desquelles Énergie Brookfield a pris le contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec les membres du consortium dans le cadre de ses activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par conséquent, le contrôle de ces mêmes entités. Énergie Brookfield inclut donc les comptes de ces entités dans son périmètre de consolidation. Énergie Brookfield participe, avec des investisseurs institutionnels, au Brookfield Americas Infrastructure Fund, au Brookfield Infrastructure Fund II, au Brookfield Infrastructure Fund III, au Brookfield Infrastructure Fund IV, au Brookfield Global Transition Fund et au Brookfield Infrastructure Debt Fund (les « fonds privés »), chacun de ces fonds étant soutenu par Brookfield et y étant lié. Énergie Brookfield, de concert avec ses investisseurs institutionnels, a accès à du financement à court terme au moyen des facilités de crédit des fonds privés. De temps à autre, afin de permettre à ce que les activités d’investissement soient réalisées en temps opportun et de façon efficace, Énergie Brookfield financera des dépôts ou engagera d’autres coûts et charges (y compris en recourant à des facilités de crédit afin d’utiliser, de soutenir, de garantir ou d’émettre des lettres de crédit) à l’égard d’un investissement qui sera par la suite partagé entre des véhicules, des consortiums ou des sociétés de personnes soutenus par Brookfield (y compris des fonds privés, des coentreprises et des arrangements semblables), Énergie Brookfield et des co-investisseurs ou effectué en totalité par l’un de ceux-ci.
Brookfield Asset Management a consenti une facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée de 400 millions $, qui vient à échéance en décembre 2022, et les montants empruntés portent intérêt au taux de base applicable, majoré jusqu’à concurrence de 1,8 %. Au cours de la période considérée, aucun montant n’a été emprunté sur la facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté confirmée et consentie par Brookfield Asset Management. Brookfield Asset Management peut, de temps à autre, placer des fonds en dépôt auprès d’Énergie Brookfield qui sont remboursables sur demande, y compris les intérêts courus. Des fonds de 150 millions $ avaient été placés en dépôt auprès d’Énergie Brookfield au 31 mars 2022 (néant au 31 décembre 2021). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit renouvelable et sur le dépôt de Brookfield Asset Management pour le trimestre clos le 31 mars 2022 s’est établie à moins de 1 million $ (1 million $ en 2021).
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Au cours du trimestre, Brookfield Global Transition Fund (« BGTF »), indirectement par l’intermédiaire d’une filiale consolidée d’Énergie Brookfield, a emprunté dans le cours normal des activités un montant de 799 millions $ aux termes de la facilité de crédit-relais du BGTF afin de financer la croissance. Les emprunts devraient être entièrement remboursés à la suite des apports en capital d’Énergie Brookfield et de ses partenaires institutionnels dans le BGTF. Au 31 mars 2022, le solde était comptabilisé au poste « Montants à payer à des parties liées » de l’état consolidé de la situation financière. La participation financière d’Énergie Brookfield et de ses partenaires institutionnels dans le BGTF devrait s’élever à environ 20 %.
De plus, notre société a conclu de nouvelles conventions avec Brookfield et en a modifié ou résilié d’autres qui sont décrites à la note 29, « Transactions entre parties liées », dans les états financiers consolidés audités d’Énergie Brookfield au 31 décembre 2021. Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés de résultat intermédiaires non audités pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022		2021
(EN MILLIONS)

Produits

Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits ......................................				13 $	61 $
Coûts d’exploitation directs
Achats d’énergie ...........................................................................................................................				— $	(2) $
Frais de commercialisation de l’énergie et autres services ...........................................................				(3)	(2)
Services d’assurance1 ...................................................................................................................				—	(6)

				(3) $	(10) $
Charge d’intérêts
Emprunts .......................................................................................................................................				— $	(1) $
Désactualisation du solde des contrats ..........................................................................................				(6)	(5)
				(6) $	(6) $
Autres services entre parties liées ....................................................................................................				(1) $	(1) $
Coûts de service de gestion ..............................................................................................................				(76) $	(81) $
1)		Avant novembre 2021, les honoraires liés aux services d’assurance étaient versés aux assureurs externes par l’intermédiaire des filiales de Brookfield Asset Management. Les honoraires versés aux filiales de Brookfield Asset Management pour l’exercice 2021 étaient de néant. À partir de novembre 2021, Brookfield, par l’intermédiaire d’une filiale réglementée, a commencé à fournir une couverture d’assurance à certaines entités en Amérique du Nord offerte par des assureurs commerciaux tiers. Les primes demandées découlant de ces couvertures sont égales ou inférieures aux prix du marché.
CAPITAUX PROPRES Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, a le droit de recevoir des distributions, en plus d’une distribution incitative fondée sur le montant par lequel les distributions trimestrielles sur les parts de société en commandite dépassent les niveaux cibles. Au 31 mars 2022, dans la mesure où les distributions des parts de société en commandite dépassaient les niveaux cibles trimestriels de 0,20 $ par part de société en commandite, la distribution incitative s’établissait à 15 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Si les distributions des parts de société en commandite sont supérieures à 0,2253 $ par part de société en commandite par trimestre, la distribution incitative est alors de 25 % des distributions au-delà de ce seuil. Des distributions incitatives de 24 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre clos le 31 mars (20 millions $ en 2021).
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Actions privilégiées Les actions privilégiées de catégorie A d’Actions privilégiées Énergie renouvelable Brookfield Inc. (« Actions privilégiées ERB ») ne sont assorties d’aucune date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs. Au 31 mars 2022, aucune des actions privilégiées de catégorie A, série 5 et série 6, émises n’avait été rachetée par Actions privilégiées ERB. En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Actions privilégiées ERB lui signifiant son intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses actions privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juil et 2022 ou plus tôt si les rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield est autorisée à racheter jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries d’actions privilégiées de catégorie A. Les actionnaires peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention en communiquant avec Énergie Brookfield. Aucune action privilégiée de catégorie A n’a été rachetée au cours du trimestre dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Bil ets subordonnés perpétuels Les billets subordonnés perpétuels sont classés comme une catégorie distincte de participations ne donnant pas le contrôle dans l’état consolidé de la situation financière d’Énergie Brookfield. Énergie Brookfield a contracté des intérêts de 7 millions $ (néant en 2021) sur les billets subordonnés perpétuels au cours du trimestre clos le 31 mars 2022. Les intérêts engagés sur les billets subordonnés perpétuels sont présentés à titre de distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. Au 31 mars 2022, la valeur comptable des billets subordonnés perpétuels était de 592 millions $ (592 millions $ en 2021), déduction faite des coûts de transaction. Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées Les parts de société en commandite privilégiées de catégorie A (les « parts privilégiées ») d’Énergie Brookfield ne sont assorties d’aucune date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en commandite privilégiées de série 5 en circulation pour 73 millions $ CA, soit 25,25 $ CA par part de société en commandite privilégiée. En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Énergie Brookfield lui signifiant son intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts privilégiées en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2022, ou plus tôt si les rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités, Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries de ses parts privilégiées. Les porteurs de parts privilégiées peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis d’intention en communiquant avec Énergie Brookfield. Aucune part privilégiée n’a été rachetée au cours du trimestre dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a émis 6 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 18 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 18 ») au prix de 25 $ CA chacune, pour un produit brut de 150 millions $ CA. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 18 ont le droit de recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,5 %.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts privilégiées de série 11 en circulation pour 250 millions $ CA, soit 25 $ CA par part.

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Capitaux propres des commanditaires, parts de société en commandite rachetables/échangeables et
actions échangeables Au 31 mars 2022, Brookfield Asset Management détient une participation directe et indirecte, soit 308 051 190 parts de société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC, sur une base combinée, ce qui représente environ 48 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (en supposant l’échange de toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et des actions échangeables de BEPC). La participation restante, soit environ 52 %, est détenue par des investisseurs publics.
Au cours du trimestre clos le 31 mars 2022, Énergie Brookfield a émis 68 865 parts de société en commandite (41 810 parts de société en commandite en 2021) dans le cadre du programme de réinvestissement des distributions, pour une valeur totale de 3 millions $ (2 millions $ en 2021). Les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 341 actions échangeables de BEPC (3 609 actions échangeables en 2021) au cours du trimestre clos le 31 mars 2022 contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de moins de 1 million $ (moins de 1 million $ en 2021). En décembre 2021, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite et ses actions échangeables de BEPC en circulation. Énergie Brookfield est autorisée à racheter jusqu’à 13 750 520 parts de société en commandite et 8 610 184 actions échangeables de BEPC, soit 5 % de ses parts de société en commandite ainsi que de ses actions échangeables de BEPC émises et en circulation. Les offres viendront à échéance le 15 décembre 2022, ou plus tôt si Énergie Brookfield venait à terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en commandite ni action échangeable de BEPC n’a été rachetée au cours des trimestres clos les 31 mars 2022 et 2021.
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PARTIE 4 – REVUE DU RENDEMENT FINANCIER SELON DES DONNÉES AU PRORATA INFORMATIONS SECTORIELLES Les informations sectorielles sont préparées de la même façon que celles utilisées par le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement, « le principal décideur opérationnel ») d’Énergie Brookfield pour gérer l’entreprise, évaluer les résultats financiers et prendre les principales décisions au chapitre de l’exploitation. Pour de plus amples informations sur les secteurs et une explication sur le calcul et la pertinence des informations au prorata, du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités, lesquelles sont des mesures non conformes aux IFRS, se reporter à la « Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ». RÉSULTATS AU PRORATA POUR LES TRIMESTRES CLOS LES 31 MARS Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
	au prorata pour les trimestres clos les 31 mars :

		(GWh)	(EN MILLIONS)
							Fonds provenant
		Production MLT
				Production réelle	Produits	BAIIA ajusté2				des activités2
				2022						2021										2022	2021	2022		2021		2022					2021	2022	2021
Hydroélectricité
Amérique du Nord .......................................................				3 144					3 128	3 237	3 233			216 $	205 $		129 $						141 $		84 $	104 $
Brésil ............................................................................				1 081					1 152		988	988			48	52		53						48		45	39
Colombie .....................................................................				972					833		865	806			73	55		53						35		35	27
				5 197					5 113		5 090	5 027			337	312		235						224		164	170
Énergie éolienne
Amérique du Nord .......................................................				1 147					1 107		1 193	1 435			86	122		60						81		44	62
Europe ..........................................................................				244					371		277	380			51	43		46						67		41	60
Brésil ............................................................................				101					126		126	126			6		7		4							4		3		2
Asie ..............................................................................				134					112		133	100			9		7		7							6		4		4
				1 626					1 716		1 729	2 041			152	179		117						158		92	128
Énergie solaire ...............................................................				354					327		423	364			81	77		90						59		64	30
Production décentralisée, accumulation et divers1 .....				248					219		172	170			79	70		60						46		47	33
Siège social .....................................................................				—					—		—	—			—	—		(3)							2		(124)		(119)
Total ................................................................................				7 425					7 375		7 414	7 602			649 $	638 $		499 $						489 $		243 $	242 $
1)		La production réelle comprend 105 GWh (72 GWh en 2021) provenant des centrales qui ne présentent pas de production moyenne à long terme correspondante. Pour une explication sur les raisons pour lesquelles nous ne tenons pas compte de la moyenne à long terme pour certaines de nos installations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)		Mesure non conforme aux IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
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ACTIVITÉS DE PRODUCTION HYDROÉLECTRIQUE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production hydroélectrique pour les trimestres clos les 31 mars :
	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ........................................................................................................................................				337 $		312 $
Autres produits ............................................................................................................................	19		13
Coûts d’exploitation directs .........................................................................................................	(121)		(101)
BAIIA ajusté1...............................................................................................................................	235		224
Charge d’intérêts ..........................................................................................................................	(59)		(49)
Impôt exigible ..............................................................................................................................	(12)		(5)
Fonds provenant des activités ......................................................................................................				164 $		170 $

Production (GWh) – MLT ............................................................................................................	5 090		5 027
Production (GWh) – réelle...........................................................................................................	5 197		5 113
1)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production hydroélectrique pour les trimestres clos les 31 mars :
				Production réelle	Produits moyens	Fonds provenant
							BAIIA ajusté2
				(GWh)		par MWh	des activités
				2022				2021 2022					2021	2022		2021	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Amérique du Nord
								1 982 73 $ 65 $ 77 $ 78 $ 55 $ 55 $
États-Unis .................................................				2 053
Canada ......................................................				1 091				1 146	61				67		52	63		29	49

				3 144				3 128	69				66		129	141		84	104
Brésil ...........................................................				1 081				1 152	44				45		53	48		45	39

Colombie1 ....................................................				972	833	75				62	53	35		35	27
Total .............................................................				5 197				5 113	65 $ 61 $ 235 $ 224 $ 164 $ 170 $
1)		Les produits moyens par MWh ont été ajustés afin de déduire l’incidence des achats d’électricité.
2)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.

Amérique du Nord Les fonds provenant de nos activités en Amérique du Nord se sont fixés à 84 millions $, comparativement à 104 millions $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de la grande disponibilité des actifs, de l’indexation sur l’inflation, des prix élevés de l’électricité et de la production accrue a été plus que contrebalancé par l’incidence de la composition défavorable des moyens de production (une forte production sur les marchés où la valeur est faible contrebalancée par une faible production sur les marchés où la valeur est élevée). Brésil Les fonds des activités provenant de nos activités au Brésil se sont fixés à 45 millions $, par rapport à 39 millions $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de l’indexation sur l’inflation, des initiatives de renégociation de contrats et d’une décision favorable à l’égard du recouvrement de profits historiques provenant de certaines de nos centrales exploitées dans le cadre d’accords de concession de services a été contrebalancé par la diminution de la production de 6 % comparativement à celle de l’exercice précédent, mais 9 % au-dessus de la moyenne à long terme.
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Colombie Les fonds provenant des activités en Colombie se sont fixés à 35 millions $, en regard de 27 millions $ pour l’exercice précédent. En monnaie locale, les fonds provenant des activités ont augmenté de 43 % comparativement à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent en raison de l’acquisition d’une capacité additionnelle de 149 MW, de l’augmentation de la production qui a été supérieure de 12 % à la moyenne à long terme et supérieure à 17 % à celle de l’exercice précédent, ainsi que de l’augmentation des produits moyens par MWh découlant de l’indexation sur l’inflation, des initiatives de renégociation de contrats et de la hausse des prix du marché réalisés sur notre production non visée par contrat. Cette augmentation a été partiellement contrebalancée par la dépréciation du peso colombien par rapport au dollar américain. ACTIVITÉS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE ÉOLIENNE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production d’énergie éolienne pour les trimestres clos les 31 mars :

	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ........................................................................................................................................				152 $		179 $
Autres produits .............................................................................................................................	4		43
Coûts d’exploitation directs .........................................................................................................	(39)		(64)
BAIIA ajusté1 ...............................................................................................................................	117		158
Charge d’intérêts ..........................................................................................................................	(24)		(29)
Impôt exigible ..............................................................................................................................	(1)		(1)
Fonds provenant des activités ......................................................................................................				92 $		128 $

Production (GWh) – MLT ............................................................................................................	1 729		2 041
Production (GWh) – réelle ...........................................................................................................	1 626		1 716
1)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.

Le tableau suivant présente les résultats au prorata, par secteur géographique, des activités de production d’énergie éolienne pour les trimestres clos les 31 mars :
				Production réelle	Produits moyens	Fonds provenant
							BAIIA ajusté3
				(GWh)		par MWh	des activités

				2022				2021	2022			2021	2022	2021	2022	2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Amérique du Nord
États-Unis1 .................................................				773				775	66 $ 74 $ 29 $ 55 $ 19 $ 42 $
Canada .......................................................				374				332		94			93		31	26		25	20
				1 147					1 107		75			80		60	81		44	62
Europe2 ........................................................				244				371	152			123		46	67		41	60
Brésil ............................................................				101				126		59			56		4	4		3	2
Asie ..............................................................				134				112		67			63		7	6		4	4
Total .............................................................				1 626					1 716	85 $ 86 $ 117 $ 158 $ 92 $ 128 $
1)		Les produits moyens par MWh ajustés pour inclure l’incidence du phénomène météorologique survenu au Texas en février 2021 se sont chiffrés à 117 $ par MWh.
2)		Les produits moyens par MWh ont été ajustés afin de normaliser l’incidence trimestrielle des prix du marché sur nos actifs à tarifs réglementés en Espagne.
3)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
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Amérique du Nord Les fonds provenant de nos activités en Amérique du Nord se sont fixés à 44 millions $, comparativement à 62 millions $
pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent puisque l’effet favorable de la croissance, déduction faite des ventes
d’actifs, et d’une hausse des ressources par rapport au trimestre correspondant de l’exercice précédent a été plus que
contrebalancé par une diminution des produits moyens par MWh découlant de la composition des moyens de production et
de la hausse des prix du marché réalisés sur la production de nos actifs éoliens au Texas au cours de la tempête hivernale qui
ont favorisé l’exercice précédent. Europe Les fonds provenant des activités en Europe se sont fixés à 41 millions $, comparativement à 60 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent en raison d’un profit de 37 millions $ réalisé sur la vente de certains actifs en
développement en Écosse à cette période. Sur une base comparable, les fonds provenant des activités étaient supérieurs à
ceux de l’exercice précédent en raison de la hausse des prix du marché en Espagne, qui a été partiellement compensée par
une diminution des ressources. Brésil Les fonds provenant de nos activités au Brésil se sont élevés à 3 millions $, contre 2 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de la hausse des produits moyens par MWh, ceux-ci ayant
tiré avantage des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées dans nos contrats, qui a été contrebalancée en partie par une
baisse des ressources. Asie Les fonds provenant de nos activités en Asie se sont fixés à 4 millions $ et étaient comparables à ceux de l’exercice précédent en raison de la croissance découlant de l’acquisition d’actifs éoliens d’une puissance de 312 MW (1 million $ et 33 GWh) qui a été contrebalancée par une diminution de la production sur une base comparable, la période correspondante de l’exercice précédent ayant connu une production supérieure de 12 % à la moyenne à long terme. ACTIVITÉS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE SOLAIRE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production d’énergie solaire pour les trimestres clos les 31 mars :
	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Produits ........................................................................................................................................				81 $		77 $
Autres produits ............................................................................................................................	36		6
Coûts d’exploitation directs .........................................................................................................	(27)		(24)
BAIIA ajusté1...............................................................................................................................	90		59
Charge d’intérêts ..........................................................................................................................	(26)		(29)
Fonds provenant des activités ......................................................................................................				64 $		30 $

Production (GWh) – MLT ............................................................................................................	423		364
Production (GWh) – réelle...........................................................................................................	354		327
1)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
Les fonds provenant des activités d’énergie solaire se sont fixés à 64 millions $, comparativement à 30 millions $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de l’apport des nouvelles centrales mises en service et du profit tiré de la vente d’un projet de développement d’énergie solaire en Amérique du Nord (12 millions $ et 52 GWh). Sur une base comparable, les fonds provenant de nos activités étaient supérieurs à ceux de l’exercice précédent en raison surtout de la hausse des prix du marché en Espagne.
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PRODUCTION DÉCENTRALISÉE, ACCUMULATION ET DIVERS AU PRORATA Le tableau suivant présente les résultats au prorata du secteur production décentralisée, accumulation et divers de l’entreprise pour les trimestres clos les 31 mars :
	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
				......................................................................................................
Produits	79 $		70 $
					..............................................................................................
Autres produits	14		3
						...............................................................................
Coûts d’exploitation directs	(33)		(27)
BAIIA ajusté1					...............................................................................................	60		46
					............................................................................................
Charge d’intérêts	(11)		(13)
				........................................................................................................
Divers	(2)		—
						.............................................................................
Fonds provenant des activités	47 $		33 $

Production (GWh) – MLT						.................................................................................	172		170
						...............................................................................
Production (GWh) – réelle2	248		219
1)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
2)		La production réelle comprend 105 GWh (72 GWh en 2021) provenant des centrales qui ne présentent pas de production moyenne à long terme correspondante. Se reporter à la « Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement » pour connaître les raisons pour lesquel es nous ne tenons pas compte d’une production moyenne à long terme pour certaines de nos centrales.
Les fonds provenant des activités de notre secteur production décentralisée, accumulation et divers se sont fixés à 47 millions $, comparativement à 33 millions $ au trimestre correspondant de l’exercice précédent étant donné l’effet favorable de la croissance de notre portefeuille de production décentralisée et de la hausse des prix des services liés à la stabilisation des réseaux fournis par nos centrales d’accumulation par pompage attribuable à l’augmentation et à la volatilité des prix de l’électricité. SIÈGE SOCIAL Le tableau suivant présente les résultats du siège social pour les trimestres clos les 31 mars :
	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Autres produits ..........................................................................................................................								5 $		9 $
Coûts d’exploitation directs .......................................................................................................	(8)		(7)
BAIIA ajusté1 ............................................................................................................................	(3)		2
Coûts de service de gestion .......................................................................................................	(76)		(81)
Charge d’intérêts .......................................................................................................................	(20)		(19)
Distributions sur les parts de société en commandite privilégiées, les actions privilégiées et les
billets subordonnés perpétuels ...............................................................................................	(25)		(21)
Fonds provenant des activités ....................................................................................................								(124) $		(119) $
1)		Mesures non conformes au IFRS. Un rapprochement des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la section « Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » du présent rapport de gestion.
Brookfield Renewable Partners L.P.								Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Le tableau suivant présente le rapprochement des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures conformes aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat net fait l’objet d’un rapprochement du BAIIA ajusté pour le trimestre clos le 31 mars 2022 :

	Attribuable aux porteurs de parts
												Production
			Hydroélectricité	Énergie éolienne
							décentra-
								lisée,
							accumula-
		Énergie						tion et		Siège			Amérique	Brésil Colombie		Amérique	Europe Brésil Asie

		solaire						divers	social	Total	(EN MILLIONS)		du Nord		du Nord
												(61) $ 22 $ 121 $ (38) $ 26 $ (6) $ 4 $ 8 $
Résultat net .............................................................................................................................								41 $	(84) $	33 $

Ajouter ou déduire les éléments suivants : ................................................................................

Charge d’amortissement ........................................................................................................			106										22	29	100	22			11						15		66		30	—		401

Charge (recouvrement) d’impôt différé .................................................................................			(21)										—	15	(2)	13			2	(2)	(11)			(3)	(17)	(26)

Perte (profit) de change et sur les instruments financiers .......................................................			80										(1)	(19)	(5)	—			1						—		7		(7)	(19)	37
Divers1 ..................................................................................................................................			5										3	—	13	6			4						—		21		7	17		76

Coûts de service de gestion ...................................................................................................			—										—	—	—	—			—						—		—		—	76		76

Charge d’intérêts ...................................................................................................................			72										10	42	39	4			6						13		40		16	24		266

Charge (recouvrement) d’impôt exigible ...............................................................................			1										4	32	—	1			1	2		1			—	—		42
Montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence et aux participations ne donnant pas le contrôle2 ...........................................			(53)										(7)	(167)	(47)	(26) (15) (25)	(42)				(24)	—	(406)
												129 $ 53 $
BAIIA ajusté ............................................................................................................................				53 $	60 $	46 $					4 $	7 $ 90 $					60 $	(3) $ 499 $
1)	Les montants au poste Divers ne sont pas liés aux activités génératrices de produits et ne sont pas des charges d’exploitation en trésorerie récurrentes normales nécessaires à l’exercice des activités. Le solde du poste Divers comprend les dérivés et les autres réévaluations et règlements, les profits ou pertes sur l’extinction ou la modification de la dette, les coûts de transaction, les frais juridiques, les provisions, l’amortissement des actifs de concession et la quote-part d’Énergie Brookfield dans les couvertures de change et les profits et pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que nous ne prévoyons pas détenir à long terme.
2)	Le montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence correspond au BAIIA ajusté d’Énergie Brookfield découlant de participations dans des entreprises associées et des coentreprises qui sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les montants attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle sont calculés en fonction de la participation financière détenue par des participations ne donnant pas le contrôle dans des filiales consolidées. En ajustant le BAIIA ajusté attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, notre société en commandite est en mesure d’éliminer la tranche du BAIIA ajusté découlant des filiales qu’elle ne détient pas entièrement et qui ne sont pas attribuables à notre société en commandite.


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Le tableau suivant présente le rapprochement des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures conformes aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat net fait l’objet d’un rapprochement du BAIIA ajusté pour le trimestre clos le 31 mars 2021 :

	Attribuable aux porteurs de parts
												Production
			Hydroélectricité	Énergie éolienne
							décentra-
								lisée,
							accumula-
		Énergie						tion et		Siège				Amérique	Brésil Colombie		Amérique	Europe Brésil Asie

		solaire						divers	social	Total	(EN MILLIONS)			du Nord		du Nord

Résultat net .............................................................................................................................			16 $ 27 $	90 $	(80) $	24 $ (4) $	1 $ (23) $						15 $ (121) $		(55) $

Ajouter ou déduire les éléments suivants : ................................................................................

Charge d’amortissement ........................................................................................................			91 17	27	93	36 10	9 66						19	— 368
												(11) —
Charge (recouvrement) d’impôt différé .................................................................................				10	(6)	— —	2	1						(3)	(26)	(33)

Perte (profit) de change et sur les instruments financiers .......................................................			17											1	(14)	8 (12)					4 — (18)		(7)	(27)	(48)
Divers1 ..................................................................................................................................			11 —	1	36	32					3 — 28		8	73 192

Coûts de service de gestion ...................................................................................................			— —	—	—	— — — —							—	81	81

Charge d’intérêts ...................................................................................................................			63											8	26	37	8					5	8 45			11	22 233

Charge (recouvrement) d’impôt exigible ...............................................................................			1											3	7	—	1					1	2 —			1	—	16
Montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence et aux participations ne donnant pas le contrôle2 ...........................................			(47) (8)	(112)	(7) (22) (15) (16) (40)							2	— (265)
												141 $ 48 $
BAIIA ajusté ............................................................................................................................				35 $	81 $		67 $					4 $	6 $ 59 $						46 $	2 $ 489 $
1)	Les montants au poste Divers ne sont pas liés aux activités génératrices de produits et ne sont pas des charges d’exploitation en trésorerie récurrentes normales nécessaires à l’exercice des activités. Le solde du poste Divers comprend les dérivés et les autres réévaluations et règlements, les profits ou pertes sur l’extinction ou la modification de la dette, les coûts de transaction, les frais juridiques, les provisions, l’amortissement des actifs de concession et la quote-part d’Énergie Brookfield dans les couvertures de change et les profits et pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que nous ne prévoyons pas détenir à long terme.
2)	Le montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence correspond au BAIIA ajusté d’Énergie Brookfield découlant de participations dans des entreprises associées et des coentreprises qui sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les montants attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle sont calculés en fonction de la participation financière détenue par des participations ne donnant pas le contrôle dans des filiales consolidées. En ajustant le BAIIA ajusté attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, notre société en commandite est en mesure d’éliminer la tranche du BAIIA ajusté découlant des filiales qu’elle ne détient pas entièrement et qui ne sont pas attribuables à notre société en commandite.
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Le tableau suivant présente le rapprochement des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures conformes aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat net fait l’objet d’un rapprochement des fonds provenant des activités pour les trimestres clos les 31 mars :
			2022		2021
(EN MILLIONS)
Résultat net .....................................................................................................................................................						33 $	(55) $
Ajouter ou déduire les éléments suivants : ......................................................................................................
Charge d’amortissement ..............................................................................................................................				401		368
Charge (recouvrement) d’impôt différé .......................................................................................................				(26)		(33)
Perte (profit) de change et sur les instruments financiers ............................................................................				37		(48)
Divers1 .........................................................................................................................................................				76		192
Montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence et
aux participations ne donnant pas le contrôle2 ..............................................................................................			(278)	(182)
Fonds provenant des activités .........................................................................................................................						243 $	242 $
1)	Les montants au poste Divers ne sont pas liés aux activités génératrices de produits et ne sont pas des charges d’exploitation en trésorerie récurrentes normales nécessaires à l’exercice des activités. Le solde du poste Divers comprend les dérivés et les autres réévaluations et règlements, les profits ou pertes sur l’extinction ou la modification de la dette, les coûts de transaction, les frais juridiques, les provisions, l’amortissement des actifs de concession et la quote-part d’Énergie Brookfield dans les couvertures de change et les profits et pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que nous ne prévoyons pas détenir à long terme.
2)	Le montant attribuable aux participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence correspond aux fonds provenant des activités d’Énergie Brookfield découlant de participations dans des entreprises associées et des coentreprises qui sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les montants attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle sont calculés en fonction de la participation financière détenue par des participations ne donnant pas le contrôle dans des filiales consolidées. En ajustant les fonds provenant des activités attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle, notre société en commandite est en mesure d’éliminer la tranche des fonds provenant des activités découlant des filiales qu’elle ne détient pas entièrement et qui ne sont pas attribuables à notre société en commandite.
Le tableau suivant présente le rapprochement par part des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures conformes aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat de base par part de société en commandite fait l’objet d’un rapprochement des fonds provenant des activités par part pour les trimestres clos les 31 mars :
			Trimestres clos les 31 mars
			2022	2021
Résultat de base par part de société en commandite1 ...................................................................................			(0,16) $	(0,24) $
Charge d’amortissement ..............................................................................................................................					0,38		0,37
Perte de change et sur les instruments financiers ........................................................................................					0,04		—
Charge (recouvrement) d’impôt différé ......................................................................................................					(0,05)		(0,05)
Divers .........................................................................................................................................................					0,17		0,30
Fonds provenant des activités par part2 .......................................................................................................			0,38 $				0,38 $
1)		Au cours du trimestre clos le 31 mars 2022, le nombre moyen de parts de société en commandite en circulation s’est élevé à 275,1 millions (274,8 mil ions en 2021).
2)		Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,8 millions (645,5 mil ions en 2021), ce qui comprend la participation de commandité, les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et les parts de société en commandite.
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PROFIL DES CONTRATS En règle générale, nous avons recours à des contrats pour exploiter l’entreprise afin de fournir une forte prévisibilité des fonds provenant des activités. Nous conservons une vision à long terme, à savoir que le prix de l’électricité et la demande d’électricité produite à partir de sources renouvelables augmenteront en raison de la prise de conscience croissante relativement aux changements climatiques, des exigences découlant de la législation dans certaines régions visant à délaisser la production d’énergie à partir de combustible fossile, et que la production à partir de sources renouvelables s’accroîtra sous l’effet de leurs coûts de plus en plus concurrentiels. Au Brésil et en Colombie, nous prévoyons aussi que les prix de l’électricité continueront d’être favorisés par le besoin de construire de nouvelles sources d’approvisionnement à moyen ou long terme pour répondre à la demande croissante. Sur ces marchés, la négociation de contrats d’électricité représente actuellement le seul mécanisme d’achat et de vente d’électricité. Par conséquent, nous nous attendons à obtenir des prix plus élevés lorsque nous renégocierons à moyen terme. Le tableau suivant présente les contrats que nous avons conclus pour les cinq prochains exercices relativement à la production en Amérique du Nord, au Brésil, en Europe et dans certains autres pays, selon une moyenne à long terme et au prorata. Le tableau ne tient pas compte des portefeuilles hydroélectriques au Brésil et en Colombie où nous prévoyons que les contrats d’électricité venant à échéance seront renégociés dans le cours normal des activités étant donné la logique de ces marchés de l’électricité. À l’heure actuelle dans ces pays, le profil des contrats s’élève à respectivement 91 % et 75 % de la moyenne à long terme et nous prévoyons maintenir ces taux à l’avenir. Dans l’ensemble, la durée contractuelle résiduelle moyenne pondérée de notre portefeuille s’élève à 14 ans (au prorata).
	Solde en
(En GWh, sauf indication contraire)	2022	2023	2024	2025	2026
Hydroélectricité
Amérique du Nord
États-Unis1 . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... .	5 044	6 575	5 391	5 194	4 706
Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...	2 746	3 541	3 528	3 528	3 528
	7 790	10 116	8 919	8 722	8 234
Énergie éolienne
Amérique du Nord
États-Unis . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ..	2 118	2 896	2 332	2 332	2 278
Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...	979	1 352	1 352	1 352	1 264
	3 097	4 248	3 684	3 684	3 542
Brésil . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ...	457	589	589	589	589
Europe . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ..	637	904	904	904	904
Asie . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .	365	468	445	445	468
	4 556	6 209	5 622	5 622	5 503
Énergie solaire – Services publics . ... ... ... ... .... ... ... . .... ...	1 538	1 981	1 977	1 972	1 968
Production décentralisée, accumulation et divers . ... ... ... ...	679						848						836	831	822
Production visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . ...	14 563	19 154	17 354	17 147	16 527
Production non visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ..	1 617	2 576	4 376	4 583	5 203
Production moyenne à long terme au prorata . ... ... ... ... .... ...	16 180						21 730						21 730	21 730	21 730
Participations ne donnant pas le contrôle . ... ... ... ... .... ... ... .	13 523						18 098						18 098	18 098	18 098
Production moyenne à long terme totale	29 703	39 828	39 828	39 828	39 828
Production visée par contrat – en % de la production totale au
prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ...						90 %	88 %	80 %	79 %	76 %
Prix par MWh – production totale au prorata . ... ... ... ... .... ...						85 $	86 $	92 $	92 $	94 $
1)		Comprend la production de 1 324 GWh pour 2022, de 1 413 GWh pour 2023, de 207 GWh pour 2024, de 35 GWh pour 2025 et de 102 GWh pour 2026 garantie par des contrats financiers.
La durée contractuelle résiduelle moyenne pondérée au prorata s’élève à 17 ans en Amérique du Nord, à 14 ans en Europe, à 10 ans au Brésil, à 3 ans en Colombie et à 18 ans dans l’ensemble de nos autres territoires.
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Au cours des cinq prochains exercices, un certain nombre de contrats viendront à échéance relativement à nos centrales hydroélectriques en Amérique du Nord. Selon les prix de marché actuels de l’énergie et des produits accessoires, nous prévoyons une incidence positive nette sur les flux de trésorerie. En ce qui concerne le portefeuille en Colombie, nous continuons de nous concentrer sur l’obtention de contrats à long terme tout en maintenant un certain pourcentage de production non visée par contrat de manière à atténuer le risque hydrologique. La majorité des contrats d’achat d’électricité à long terme d’Énergie Brookfield relatifs à nos entreprises en Amérique du Nord et en Europe sont conclus avec des contreparties solvables ou de première qualité. L’exposition économique au prorata de la production visée par contrat s’établit comme suit : organismes d’électricité (42 %), sociétés de distribution (20 %), utilisateurs commerciaux et industriels (23 %) et Brookfield (15 %).
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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PARTIE 5 – SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT
STRUCTURE DU CAPITAL Un élément important de notre stratégie de financement est l’accès par nos filiales à du financement de première qualité pour financer la quasi-totalité de notre dette au moyen d’emprunts sans recours, grevant des actifs précis, sans clauses financières restrictives portant sur le maintien. La grande majorité de notre dette est cotée de première qualité ou atteint les seuils de première qualité et est à environ 90 % liée à des projets. Le tableau suivant présente la structure du capital :
	Siège social	Données consolidées
			31 mars 2022 31 déc. 2021 31 mars 2022 31 déc. 2021
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Papier commercial1				..............................................	120						—		120			—

Dette
Billets à moyen terme2 ........................................	2 179					2 156		2 179					2 156
Emprunts sans recours3 .......................................	—					—		19 885					19 352
	2 179					2 156		22 064					21 508
Passifs d’impôt différé, montant net4 .....................	—					—		6 244					6 018

Capitaux propres
Participation ne donnant pas le contrôle .............	—					—		12 708					12 303
Actions privilégiées ............................................	619					613		619					613
Billets subordonnés perpétuels............................	592					592		592					592
Capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées5, 6 ....................................	761					832		761					832
Capitaux propres attribuables aux porteurs
de parts .............................................................	9 707					9 607		9 707					9 607
Total de la structure du capital ...............................				13 858 $							13 800 $			52 695 $			51 473 $
Ratio d’endettement1 .............................................				16 %						16 %		42 %			42 %
Ratio d’endettement (valeur de marché)7 ..............				7 %	8 %		32 %					33 %
1)	Les ratios d’endettement ne tiennent pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des émissions de papier
commercial, car ils ne sont pas des sources de financement 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 $ (7 millions $ en 2021), déduction faite des primes non amorties.
3)	Les emprunts consolidés sans recours comprenaient un montant de 37 millions $ (30 millions $ en 2021) 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 128 millions $ (132 millions $ en 2021) et des primes non amorties de 151 millions $ (160 millions $ en 2021).
4)	Passifs d’impôt différé moins les actifs d’impôt différé.
5)	Le 31 mars 2022, les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ont été ajustés pour refléter l’émission de parts
privilégiées de série 18 d’une valeur de 150 millions $ CA effectuée le 7 avril 2022 et le rachat de parts privilégiées de série 11 d’une valeur de 250 millions $ CA effectué le 30 avril 2022.
6)	Le 31 décembre 2021, les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ont été ajustés pour refléter le rachat de parts
privilégiées de série 5 d’une valeur de 72 millions $ CA réalisé le 31 janvier 2021.
7)	Repose sur la valeur de marché des actions privilégiées, des bil ets subordonnés perpétuels, des capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées et des capitaux propres attribuables aux porteurs de parts.

Brookfield Renewable Partners L.P.			Rapport intermédiaire						31 mars 2022
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LIQUIDITÉS DISPONIBLES Le tableau qui suit résume les liquidités disponibles :
	31 mars	31 décembre

	2022		2021
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie attribuables à Énergie Brookfield ....................................	395 $		540 $
Placements dans des titres négociables ........................................................................................	165		151
Facilités de crédit de la société mère
Facilités de crédit autorisées ....................................................................................................	2 375		2 375
Emprunts effectués sur les facilités de crédit1 ..........................................................................		(6)		(24)
Facilité de lettres de crédit autorisée ........................................................................................	400		400
Lettres de crédit émises ............................................................................................................	(288)		(289)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère .....................................................	2 481		2 462
Tranche non utilisée des facilités de crédit des filiales au prorata ...............................................	761		916
Liquidités disponibles ..................................................................................................................	3 802 $		4 069 $
1)		Se rapportent à des lettres de crédit totalisant 1 975 millions $ émises sur les facilités de crédit de la société mère d’Énergie Brookfield.
Nous disposons des liquidités nécessaires qui nous permettent de financer nos initiatives de croissance, nos dépenses d’investissement et nos distributions ainsi que de résister aux changements néfastes soudains de la conjoncture économique ou aux fluctuations à court terme de la production. Nous maintenons un solide bilan de qualité supérieure caractérisé par une structure du capital prudente, par un accès à un financement à plusieurs niveaux qui nous permet de tirer profit des occasions de recyclage des capitaux et par diverses sources de capital. Les principales sources de liquidité sont les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, nos facilités de crédit, la capacité additionnelle de financement au moyen d’emprunts sans recours, et le produit tiré de l’émission de divers titres sur les marchés publics.
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EMPRUNTS Le tableau suivant présente les composantes des obligations liées à la dette, le profil global relatif aux échéances et les taux d’intérêt moyens de nos emprunts et facilités de crédit au prorata :

	31 mars 2022		31 décembre 2021
						Moyenne pondérée
				Moyenne pondérée
				Taux	Taux
				d’intérêt		Durée	d’intérêt					Durée
					Total
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)				(%)	(en années)	(%)	(en années)						Total

Emprunts de la société mère
					2 179 $						2 156 $
Billets à moyen terme ...........................................	3,9				12	3,9				13

Facilités de crédit .................................................	s. o.				4	—	s. o.				5		—

Papier commercial ................................................	0,8				<1	120	s. o.				s. o.		—

Emprunts sans recours au prorata1
					5 015
Hydroélectricité .....................................................	5,3				14	4,9				12		4 913
					2 368
Énergie éolienne ....................................................	4,0				9	3,9				9		2 371
					2 753
Énergie solaire ......................................................	3,6				13	3,3				13		2 736
Production décentralisée, accumulation
					1 000
et divers ..............................................................	3,7				10	3,6				11		996
									11 136						11 016
	4,5				13	4,2				13
									13 435						13 172
Coûts de financement non amortis au prorata, déduction faite des primes
											.......................................................................
non amorties												(34)				(28)
					13 401						13 144
	....... (372)
Emprunts comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence									(351)
													........................................ 9 171
Participations ne donnant pas le contrôle									8 736
														.................................................... 22 200 $			21 529 $
Selon les états financiers IFRS
1)		Se reporter à la « Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement », pour de plus amples renseignements sur la dette au prorata.

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Le tableau suivant présente un sommaire de nos remboursements de capital non actualisés et de l’amortissement prévu au prorata au 31 mars 2022 :
	Solde en					Par
	2022	2023	2024	2025	2026	la suite	Total
(EN MILLIONS)
Remboursements de capital des
emprunts1
Billets à moyen terme2 .......................								— $	— $	— $	320 $	— $ 1 859 $ 2 179 $
Emprunts sans recours
Facilités de crédit .........................								2		—		18	—	28		—		48
Hydroélectricité ............................								37		418		79	354	297	2 268	3 453
Énergie éolienne ...........................								—		135		—	—	84		422		641
Énergie solaire ..............................								18		135		29	5	39		384		610
Production décentralisée,
									accumulation et divers ...............	—		52	4	152		—		236	444
								57		740		130	511	448	3 310	5 196
Amortissement des remboursements
de capital des emprunts
Emprunts sans recours
Hydroélectricité ............................								85		112		116	112	158		962	1 545
Énergie éolienne ...........................	137		185		171		165	156		902	1 716
Énergie solaire ..............................	195		159		141		139	138	1 357	2 129
Production décentralisée,
									accumulation et divers ...............	54		146	42	32		28		248	550
	471		602		470		448	480	3 469	5 940
Total ......................................................	528 $ 1 342 $		600 $ 1 279 $		928 $ 8 638 $ 13 315 $
1)		Le calendrier de remboursement de la dette ne tient pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des émissions de papier commercial, car ils ne sont pas des sources de capital permanentes.
2)		Les bil ets 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 $ (7 millions $ en 2021), déduction faite des primes non amorties.
Nous continuons de nous concentrer sur le refinancement des facilités de crédit à très court terme à des conditions acceptables et sur le maintien d’un calendrier d’échéances facile à gérer. Nous n’anticipons pas d’enjeux importants au moment du refinancement, à des conditions acceptables, de nos emprunts jusqu’en 2026 et négocierons en tirant parti du contexte de taux d’intérêt en vigueur.

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DÉPENSES D’INVESTISSEMENT Nous finançons les dépenses d’investissement liées à la croissance à même les flux de trésorerie provenant des activités combinés à de la dette sans recours de manière à respecter des seuils en matière de couverture et de clauses restrictives de première qualité. Nous pouvons ainsi nous assurer que nos placements disposent de structures du capital stables qui sont soutenues par des capitaux propres considérables et que les flux de trésorerie liés à l’actif peuvent être versés librement à notre société. Cette stratégie est le fondement même de notre profil de première qualité. Pour financer des projets de développement et des acquisitions d’envergure, nous évaluons diverses sources de capitaux, y compris le produit de la vente d’entreprises bien établies, en plus de mobiliser des fonds sur les marchés boursiers au moyen d’émissions de titres de capitaux propres, de titres d’emprunt et d’actions privilégiées. En outre, nous disposons de facilités de crédit renouvelables confirmées totalisant 2,38 milliards $ destinées aux placements et aux acquisitions et pour financer la composante capitaux propres des initiatives de croissance interne. Les facilités ne constituent pas une source permanente de capitaux, mais ont toujours plutôt servi et devraient servir de crédit-relais en attendant le montage d’une stratégie de financement à long terme. Nous sommes d’avis que ces sources de capitaux seront suffisantes pour nous permettre de déployer les capitaux nécessaires au financement de la quote-part des transactions d’Énergie Brookfield mentionnées précédemment à la rubrique Croissance et développement de la « Partie 1 – Faits saillants du premier trimestre de 2022 ».
TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE Le tableau suivant présente un sommaire des principaux postes des tableaux consolidés des flux de trésorerie intermédiaires non audités :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022	2021
(EN MILLIONS)
Flux de trésorerie liés aux éléments suivants :
Activités d’exploitation, compte non tenu de la variation dans les montants à payer à des parties
liées ou à recevoir de parties liées et de la variation nette du fonds de roulement .......................				458 $	289 $
Variation des montants à payer à des parties liées ou à recevoir de parties liées .............................				23		18
Variation nette des soldes du fonds de roulement ...........................................................................				(178)		44
				303		351
Activités de financement .................................................................................................................				910	1 375
Activités d’investissement ..............................................................................................................	(1 243)	(1 765)
Profit (perte) de change sur la trésorerie .........................................................................................			(1)		(11)
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ...................................				(31) $	(50) $
Activités d’exploitation Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation pour le trimestre clos le 31 mars 2022, compte non tenu de la variation des montants à payer à des parties liées ou à recevoir de parties liées et de la variation nette du fonds de roulement, se sont établis à 458 millions $, par rapport à 289 millions $ en 2021, respectivement ce qui traduit le rendement d’exploitation solide de notre entreprise au cours de la période considérée.

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La variation nette des soldes du fonds de roulement, présentée dans les tableaux consolidés des flux de trésorerie intermédiaires non audités, s’établit comme suit :
	Trimestres clos les 31 mars

		2022	2021
(EN MILLIONS)
Créances clients et autres actifs courants ......................................................................................		(103) $	(92) $
Dettes fournisseurs et autres créditeurs .........................................................................................			(83)	43
Autres actifs et passifs ...................................................................................................................			8	93
					(178) $	44 $
Activités de financement Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont totalisé 910 millions $ pour le trimestre clos le 31 mars 2022. Notre solide situation financière et l’accès judicieux à diverses sources de financement nous ont permis de financer notre croissance comme il est mentionné ci-après et de dégager un produit net de 1 279 millions $ provenant de financements du siège social et de financements additionnels sans recours. Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les distributions versées aux porteurs de parts se sont établies à 230 millions $ (216 millions $ en 2021). Sur une base annualisée, nous avons porté nos distributions à 1,28 $ par part de société en commandite en 2022 (1,22 $ en 2021), soit une hausse de 5 % par part de société en commandite à partir du premier trimestre de 2022. Celles versées aux porteurs d’actions privilégiées, aux commanditaires détenant des parts de société en commandite privilégiées et aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation se sont élevées à 191 millions $ (139 millions $ en 2021) pour le trimestre clos le 31 mars 2022. Les apports en capital au titre des participations ne donnant pas le contrôle se sont établis à 106 millions $ pour le trimestre clos le 31 mars 2022 (814 millions $ en 2021). Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement pour le trimestre clos le 31 mars 2021 ont totalisé 1 375 millions $. Comme il est mentionné ci-après, notre approche rigoureuse privilégiant des financements de qualité supérieure pour mener nos activités d’investissement accrues nous a permis de mobiliser un produit de 683 millions $ provenant d’emprunts additionnels sans recours. Activités d’investissement Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement se sont établis à 1 243 millions $. Au cours du trimestre, nous avons investi dans notre croissance à hauteur de 780 millions $, notamment dans un portefeuille composé d’une plateforme en développement d’énergie solaire et d’accumulation d’énergie à grande échelle aux États-Unis d’une puissance de 20 GW, un portefeuille d’actifs solaires d’envergure en développement en Allemagne d’une puissance de 1,7 GW ainsi que dans une participation de 83 % dans un portefeuille de production décentralisée d’une puissance de 437 MW composé d’actifs en exploitation et en développement de grande qualité au Chili. Notre investissement continu dans nos immobilisations corporelles, y compris la construction d’une centrale d’énergie solaire au Brésil d’une puissance de 1 200 MW et le rééquipement d’un parc éolien en Oregon d’une puissance de 845 MW, a atteint 452 millions $.

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Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement se sont établis à 1 765 millions $. Nous avons investi dans notre croissance à hauteur de 1 472 millions $, notamment dans un portefeuille d’énergie éolienne d’une puissance de 845 MW, dans une plateforme de production décentralisée aux États-Unis composée d’actifs en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW et d’actifs en développement de plus de 700 MW ainsi que dans une participation de 23 % dans une société de production d’énergie renouvelable d’envergure en Europe détenant une participation dans un portefeuille de projets de développement d’énergie éolienne en mer d’une puissance de 3 000 MW. Notre investissement continu dans nos immobilisations corporelles, y compris la construction de projets de développement d’énergie solaire au Brésil prêts à la construction d’une puissance de 1 800 MW, dont une puissance de 357 MW est entrée en exploitation au cours du troisième trimestre de 2021, l’acquisition de deux centrales hydroélectriques en Colombie d’une puissance de 20 MW et le maintien de l’initiative de rééquipement des projets éoliens existants, a atteint 289 millions $.
ACTIONS, PARTS ET BILLETS EN CIRCULATION Les actions, les parts et les billets en circulation sont comme suit :
	31 mars	31 décembre
	2022		2021
Actions privilégiées de catégorie A1 .................................................................................	31 035 967	31 035 967
Billets subordonnés perpétuels .........................................................................................	24 400 000
		24 400 000
Parts privilégiées2

Solde au début de l’exercice .............................................................................................	44 885 496	52 885 496
Rachat de parts de société en commandite privilégiées ....................................................	(2 885 496)	(8 000 000)
Solde à la fin de l’exercice ..................................................................................................	42 000 000	44 885 496
Participation de commandité............................................................................................	3 977 260
		3 977 260
Parts de société en commandite rachetables/échangeables ............................................	194 487 939
		194 487 939
Actions échangeables de BEPC ........................................................................................
	172 227 065	172 203 342
Parts de société en commandite

Solde au début de l’exercice .............................................................................................	275 084 265	274 837 890
Régime de réinvestissement des distributions...................................................................	68 865		230 304
Échangées contre des actions échangeables de BEPC ......................................................	3 341		16 071
Solde à la fin de la période ..................................................................................................	275 156 471	275 084 265
Total des parts de société en commandite, compte tenu d’un échange intégral3 .................	641 871 475	641 775 546
1)		Les actions privilégiées de catégorie A sont divisées en série comme suit : 6 849 533 actions privilégiées de catégorie A, série 1 sont en circulation; 3 110 531 actions privilégiées de catégorie A, série 2 sont en circulation; 9 961 399 actions privilégiées de catégorie A, série 3 sont en circulation; 4 114 504 actions privilégiées de catégorie A, série 5 sont en circulation; et 7 000 000 d’actions privilégiées de catégorie A, série 6 sont en circulation.
2)		Les parts privilégiées sont divisées en séries et certaines de ces séries permettent la conversion de leurs parts, à raison de une pour une, au gré du porteur comme suit : 7 000 000 de parts privilégiées de série 7 sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 8 à partir du 31 janvier 2026); 10 000 000 de parts privilégiées de série 11 sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 12 à partir du 30 avril 2022); 10 000 000 de parts privilégiées de série 13 sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 14 à partir du 30 avril 2023); 7 000 000 de parts privilégiées de série 15 sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 16 à partir du 30 avril 2024), et 8 000 000 de parts privilégiées de série 17 sont en circulation. Après la clôture du trimestre, nous avons émis 6 000 000 de parts privilégiées de série 18 et annoncé notre intention de racheter toutes les parts privilégiées de série 11 en circulation.
3)		Les montants échangés intégralement supposent l’échange de toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et des actions échangeables de BEPC contre des parts de société en commandite.
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DIVIDENDES ET DISTRIBUTIONS Le tableau suivant présente les dividendes et distributions déclarés et versés pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	Déclarés		Versés
	2022		2021		2022		2021
(EN MILLIONS)
Actions privilégiées de catégorie A .........................................................................	7 $	7 $				7 $	7 $
Billets subordonnés perpétuels ................................................................................	7	—		4	—
Parts de société en commandite privilégiées de catégorie A ...................................	11	14		11	14
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les
filiales en exploitation ......................................................................................... 169 118 169 118
Participation de commandité et distributions incitatives .........................................	25	21		24	21
Parts de société en commandite rachetables/échangeables ......................................	63	59		62	59
Actions échangeables de BEPC ..............................................................................	55	52		55	52
Parts de société en commandite...............................................................................	91	84		89	84
OBLIGATIONS CONTRACTUELLES Se reporter à la note 18, « Engagements, éventualités et garanties », des états financiers consolidés intermédiaires non audités pour de plus amples renseignements sur ce qui suit :
						• Engagements – Ententes relatives à l’utilisation de l’eau, de terrains et de barrages, et contrats et modalités
						relatifs aux acquisitions confirmées de portefeuilles d’exploitation et de projets de développement
						• Éventualités – Actions en justice, arbitrages et poursuites dans le cours normal des activités et émission de
						lettres de crédit
						• Garanties – Nature de toutes les promesses d’indemnisation
INFORMATIONS FINANCIÈRES SUPPLÉMENTAIRES En avril 2021 et en décembre 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des billets subordonnés perpétuels d’une valeur respective de 350 millions $ et de 260 millions $ à des taux fixes de respectivement 4,625 % et 4,875 %. Ces billets sont garantis entièrement et inconditionnellement sur une base subordonnée par Brookfield Renewable Partners L.P., BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Europe Holdings Limited, Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc. (collectivement, les « filiales garantes »). Les autres filiales d’Énergie Brookfield ne garantissent pas ces titres et sont désignées ci-dessus comme les « filiales non garantes ».

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Conformément à la Rule 13-01 de la Regulation S-X de la SEC, les tableaux ci-après présentent les informations financières résumées combinées de Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc. et des filiales garantes :
	Trimestres clos les 31 mars
(EN MILLIONS)	2022	2021
Produits1 ..................................................................................................................................			— $	—	$
			Profit brut ................................................................................................................................
			—	—
Produits des dividendes reçus des filiales non garantes ...........................................................			60	98
Résultat net ..............................................................................................................................			51		105
1)		Le total des produits d’Énergie Brookfield pour le trimestre clos le 31 mars 2022 s’est établi à 1 136 millions $ (1 020 millions $ en 2021).

	31 mars			31 décembre
	2022	2021
(EN MILLIONS)
Actifs courants1 ........................................................................................................................	1 111 $	1 145 $
Total de l’actif2, 3.......................................................................................................................	2 663	2 688
Passifs courants4 .......................................................................................................................	7 969	7 710
Total du passif5 .........................................................................................................................	7 969	7 710
1)		Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 1 094 millions $ (904 millions $ en 2021).
2)		Aux 31 mars 2022 et 31 décembre 2021, le total de l’actif d’Énergie Brookfield s’élevait à respectivement 58 381 millions $ et 55 867 millions $.
3)		Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 2 565 millions $ (2 360 millions $ en 2021).
4)		Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 7 428 millions $ (7 463 millions $ en 2021).
5)		Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 7 428 millions $ (7 463 millions $ en 2021).
ACCORDS HORS ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE Énergie Brookfield n’a conclu aucun accord hors état de la situation financière qui pourrait raisonnablement avoir une incidence à l’heure actuelle ou à l’avenir sur notre situation financière, l’évolution de notre situation financière, nos produits ou charges, nos résultats d’exploitation, notre situation de trésorerie, nos dépenses d’investissement ou nos sources de financement qui soit importante pour les investisseurs. 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. Au 31 mars 2022, les lettres de crédit émises totalisaient 1 088 millions $ (1 048 millions $ en 2021).
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PARTIE 6 – PRINCIPALES INFORMATIONS TRIMESTRIELLES
SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS HISTORIQUES Le tableau suivant présente un sommaire de l’information financière trimestrielle non auditée des huit derniers trimestres :
	2022	2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)	T1			T4		T3				T2		T1		T4		T3		T2
Production totale (GWh) – MLT ............................................................................... 15 097				14 946		13 776	16 092						14 099		14 333		13 446		15 527
Production totale (GWh) – réelle ............................................................................. 15 196				14 585		13 533	14 683						13 828		13 247		12 007		13 264
Production au prorata (GWh) – MLT ....................................................................... 7 414				7 197		6 697	8 356						7 602		7 354		6 618		7 309
Production au prorata (GWh) – réelle ..................................................................... 7 425				6 637		6 125	7 013						7 375		6 583		5 753		6 552

Produits ................................................................................................................... 1 136 $ 1 091 $ 966 $ 1 019 $ 1 020 $ 952 $ 867 $ 942 $ Résultat net attribuable aux porteurs de parts ....................................................
	(78)			(57)	(115)	(63)				(133)	(120)	(162)					(42)
Résultat de base et dilué par part de société en commandite ..............................	(0,16) (0,12)				(0,21)	(0,13)				(0,24)	(0,22)	(0,29)					(0,11)
Fonds provenant des activités ...................................................................................	243			214	210	268				242	201	157					232
Fonds provenant des activités par part ......................................................................	0,38			0,33	0,33	0,42				0,38	0,31	0,25					0,40
Distribution par part de société en commandite........................................................	0,32			0,30	0,30	0,30				0,30	0,29	0,29					0,29



Brookfield Renewable Partners L.P.								Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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PARTIE 7 – ESTIMATIONS CRITIQUES, MÉTHODES COMPTABLES ET CONTRÔLES INTERNES ESTIMATIONS CRITIQUES ET JUGEMENT CRITIQUE DANS L’APPLICATION DES MÉTHODES COMPTABLES Les états financiers consolidés intermédiaires non audités sont préparés conformément aux IFRS, selon lesquelles il faut procéder à des estimations et faire preuve de jugement relativement à la présentation des actifs, des passifs, des produits, des charges et des éventualités. De l’avis de la direction, aucune des estimations énoncées à la note 1, « Mode de présentation et principales méthodes comptables », de nos états financiers audités n’est considérée comme une estimation comptable critique aux termes du Règlement canadien 51-102 sur les obligations d’information continue, à l’exception des estimations relatives à l’évaluation des immobilisations corporelles et des passifs d’impôt différé connexes. Ces hypothèses portent sur des estimations des prix futurs de l’électricité, des taux d’actualisation, de la production moyenne à long terme prévue, des taux d’inflation, de l’exercice final, du montant et du moment des frais d’exploitation et du coût en capital, et des taux d’imposition des charges d’impôt futures. Les estimations portent également sur les montants courus à comptabiliser, les provisions, les répartitions des prix des acquisitions, les évaluations de la durée d’utilité, les évaluations des actifs, les tests de dépréciation d’actifs, les passifs d’impôt différé, les obligations de démantèlement et les estimations liées aux régimes de retraite à prestations définies et aux autres régimes d’avantages du personnel. Les estimations reposent sur des données historiques, des tendances actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. Dans le cadre de l’établissement d’estimations, la direction s’appuie sur des renseignements externes et des données observables dans la mesure du possible, appuyés par les analyses internes nécessaires. Ces estimations ont été appliquées d’une manière conforme à celles de l’exercice précédent et il n’existe aucune tendance, aucun engagement, aucun événement ni aucune incertitude connus qui, selon nous, influeront sensiblement sur la méthode ou les hypothèses utilisées dans ce rapport. Ces estimations subissent l’incidence, entre autres, des prix futurs de l’électricité, des fluctuations des taux d’intérêt, de la volatilité des taux de change et d’autres facteurs, parfois très incertains, comme il est décrit à la rubrique « Facteurs de risque ». L’interdépendance de ces facteurs nous empêche de quantifier l’ampleur des répercussions globales de ces fluctuations sur les états financiers d’Énergie Brookfield de façon significative. Ces sources d’incertitude relatives aux estimations touchent à divers degrés pratiquement tous les soldes des comptes d’actifs et de passifs. Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. NOUVELLES NORMES COMPTABLES Modification d’IFRS 3, Regroupements d’entreprises – Référence au Cadre conceptuel

Les modifications ajoutent une exception au principe de comptabilisation d’IFRS 3 afin d’écarter la possibilité de comptabiliser des profits ou pertes au « deuxième jour » découlant de passifs et de passifs éventuels qui entreraient dans le champ d’application d’IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels ou d’IFRIC 21, Droits ou taxes, s’ils étaient contractés de façon distincte. Conformément à l’exception, plutôt que d’appliquer le Cadre conceptuel, les entités doivent appliquer les conditions énoncées respectivement dans IAS 37 ou IFRIC 21 pour établir si, à la date d’acquisition, une obligation actuelle existe. Parallèlement, les modifications apportées ajoutent aussi un nouveau paragraphe à IFRS 3 afin de préciser que les actifs éventuels ne sont pas admissibles à la comptabilisation à la date d’acquisition. Les modifications d’IFRS 3 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2022.

Énergie Brookfield a effectué une évaluation et a mis en œuvre un plan de transition pour tenir compte des incidences et refléter les changements découlant des modifications au principe de comptabilisation d’IFRS 3. L’adoption n’a pas eu d’incidence importante sur la présentation de l’information financière d’Énergie Brookfield.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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MODIFICATIONS FUTURES DE MÉTHODES COMPTABLES Modifications d’IAS 1 – Présentation des états financiers (« IAS 1 »)

Les modifications apportées précisent la méthode de classement de la dette et des autres passifs à titre d’éléments courants ou non courants. Les modifications d’IAS 1 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2023. Énergie Brookfield évalue actuellement l’incidence de ces modifications.

Il n’y a à l’heure actuelle aucune modification future aux IFRS susceptible d’avoir une incidence sur Énergie Brookfield. CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION FINANCIÈRE Aucun changement à notre contrôle interne à l’égard de l’information financière au cours du trimestre clos le 31 mars 2022 n’a eu ou n’est raisonnablement susceptible d’avoir une incidence importante sur notre contrôle interne à l’égard de l’information financière. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a émis 6 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 18 (les « parts privilégiées de série 18 ») au prix de 25 $ CA chacune, pour un produit brut de 150 millions $ CA. Les porteurs de parts privilégiées de série 18 ont le droit de recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,5 %. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a racheté toutes les parts privilégiées de série 11 en circulation d’une valeur de 250 millions $ CA, soit 25 $ CA par part privilégiée. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, s’est engagé à investir 300 millions $ CA (montants nets d’environ 236 millions $ et 47 millions $ pour Énergie Brookfield) au moyen d’un titre convertible dans un chef de file nord-américain des solutions de captage et de stockage de CO2. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant la vente de sa participation de 100 % dans un portefeuille hydroélectrique en exploitation au Brésil d’une puissance de 36 MW, pour un produit de 98 millions $ (montant net de 25 millions $ pour Énergie Brookfield). Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 25 % dans chacune des entités des projets au sein du portefeuille hydroélectrique au Brésil et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente de ses actifs solaires en Asie d’une puissance de 19 MW pour un produit d’environ 144 millions MYR (montants nets de 33 millions $ et 10 millions $ pour Énergie Brookfield). Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a souscrit des actions additionnelles de Polenergia en contrepartie de 515 millions PLN (montants nets de 122 millions $ et 10 millions $ pour Énergie Brookfield), ce qui fera passer la participation totale dans Polenergia à 32 % (participation nette de 8 % pour Énergie Brookfield).
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PARTIE 8 – PRÉSENTATION AUX PARTIES PRENANTES ET MESURE DU RENDEMENT PRÉSENTATION AU PUBLIC INVESTISSEUR Capitaux propres Les capitaux propres consolidés d’Énergie Brookfield comprennent i) les parts de société en commandite sans droit de vote émises dans le public et détenues par des porteurs de parts publics et par Brookfield, ii) les actions échangeables de BEPC, détenues par des actionnaires publics et par Brookfield, iii) les parts de société en commandite rachetables/échangeables de BRELP, filiale société de portefeuille d’Énergie Brookfield, détenues par Brookfield, et iv) la participation de commandité dans BRELP détenue par Brookfield. Les parts de société en commandite, les actions échangeables de BEPC et les parts de société en commandite rachetables/échangeables ont les mêmes attributs économiques à tous les égards, sauf que les actions échangeables de BEPC donnent au porteur d’actions, et les parts de société en commandite rachetables/échangeables à Brookfield, le droit de demander que la totalité ou une tranche de ces actions ou parts soient rachetées pour une contrepartie en trésorerie. Toutefois, Énergie Brookfield peut, à son gré, satisfaire à une telle demande de rachat au moyen de parts de société en commandite, plutôt qu’en trésorerie, à raison de une pour une. Les porteurs d’actions échangeables de BEPC émises dans le public et Brookfield, en tant que porteur d’actions échangeables de BEPC et de parts de société en commandite rachetables/échangeables, ont droit au résultat net et aux distributions par part équivalant à la participation par part des parts de la société en commandite. Comme Énergie Brookfield peut, à son gré, régler toute demande de rachat d’actions échangeables de BEPC et de parts de société en commandite rachetables/échangeables au moyen de parts de société en commandite, les actions échangeables de BEPC et les parts de société en commandite rachetables/échangeables sont classées dans les capitaux propres, et non comme un passif. Étant donné la caractéristique d’échange mentionnée ci-dessus, nous présentons les parts de société en commandite, les actions échangeables de BEPC, les parts de société en commandite rachetables/échangeables et la participation de commandité comme des composantes distinctes des capitaux propres consolidés. Cette présentation n’a aucune incidence sur le total du résultat, sur l’information par part ou par action ni sur le total des capitaux propres consolidés. Production réelle et moyenne à long terme Pour les actifs acquis, cédés ou ayant commencé leurs activités commerciales au cours de l’exercice, la production présentée est calculée à partir de la date d’acquisition, de la cession ou du début des activités commerciales et n’est pas annualisée. La production sur une base comparable se rapporte à la production générée par des actifs qui étaient détenus au cours des deux périodes présentées. Pour ce qui est de la Colombie, la production inclut les centrales hydroélectriques et les centrales de cogénération. Le secteur Transition énergétique comprend la production des centrales de production décentralisée, d’accumulation par pompage, de cogénération en Amérique du Nord et des centrales alimentées à la biomasse au Brésil. La moyenne à long terme des actifs hydroélectriques en Amérique du Nord correspond au niveau de production moyen prévu calculé à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données de production historiques réalisée sur une période qui couvre d’habitude 30 ans. La moyenne à long terme des actifs hydroélectriques en Colombie correspond au niveau de production moyen prévu calculé à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données de production historiques réalisée sur une période qui couvre d’habitude 20 ans. Pour la quasi-totalité de nos actifs hydroélectriques situés au Brésil, la moyenne à long terme est fondée sur le volume de référence d’électricité attribué à nos centrales et est encadrée de façon à répartir le risque lié à la production entre les producteurs. La moyenne à long terme des actifs éoliens correspond à la production moyenne prévue calculée à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données historiques sur la vitesse des vents réalisée sur une période qui couvre habituellement 10 ans. La moyenne à long terme des actifs solaires correspond à la production moyenne prévue calculée à partir des résultats d’une simulation fondée sur les niveaux de rayonnement solaire des 14 à 20 dernières années enregistrés à l’emplacement de nos projets, combinés aux données de production réelle au cours de la période d’exploitation.
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Nous comparons la production réelle à la production moyenne à long terme afin de mettre en évidence l’incidence d’un facteur important qui influe sur la variabilité de nos résultats d’activité. À court terme, nous sommes conscients que les conditions hydrologiques, le régime des vents et le rayonnement solaire varient d’une période à l’autre, mais, au fil du temps, nous nous attendons à ce que nos centrales continuent de produire conformément à leurs moyennes à long terme, lesquelles se sont avérées des indicateurs de rendement fiables. Le risque d’une production insuffisante au Brésil continue d’être réduit au minimum grce à notre participation dans le MRE, programme d’équilibrage hydrologique administré par le gouvernement brésilien. Ce programme atténue le risque hydrologique en garantissant à tous les participants qu’ils recevront, à un certain moment, une quantité d’énergie assurée, quel que soit le volume d’énergie réel produit. Le programme répartit le total de l’énergie générée en transférant les surplus des centrales ayant généré un excédent à celles qui génèrent moins que leur énergie assurée. De temps à autre, un faible taux de précipitations dans le réseau du pays pourrait entraîner une diminution temporaire de la production disponible à la vente. Quand une telle situation se produit, nous nous attendons à ce qu’une proportion plus élevée de production thermique soit nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande au pays, ce qui pourrait faire augmenter les prix du marché au comptant dans leur ensemble. La production des centrales d’accumulation par pompage et de cogénération en Amérique du Nord dépend grandement des prix du marché plutôt que de la capacité de production de ces centrales. Notre centrale d’accumulation par pompage en Europe produit de l’électricité sur commande aux termes de nos contrats de services auxiliaires. La production de nos centrales alimentées à la biomasse au Brésil est tributaire de la quantité de canne à sucre récoltée au cours d’une année donnée. Pour ces raisons, nous ne tenons pas compte d’une moyenne à long terme pour ces centrales. Conventions de vote avec des sociétés affiliées Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield aux termes desquelles Énergie Brookfield a pris le contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec les membres du consortium dans le cadre de ses activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par conséquent, le contrôle de ces mêmes entités. Énergie Brookfield inclut donc les comptes de ces entités dans son périmètre de consolidation. 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 l’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 notre méthode comptable quant aux transactions sous contrôle commun, se reporter à la note 1 s) ii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes comptables – Transactions sous contrôle commun », des états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2021. MESURE DU RENDEMENT Informations sectoriel es Nos activités sont réparties selon les secteurs suivants 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire, 4) production décentralisée, accumulation et divers et 5) siège social. L’hydroélectricité et l’énergie éolienne sont de surcroît sectorisées par région, nommément Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie. Cette répartition permet de mieuxrefléter la façon dont le principal décideur opérationnel analyse les résultats de notre société.Nous présentons donc nos résultats et les informations sectorielles des périodes antérieures selon ces secteurs. Se reporter à la note 5, « Informations sectorielles », de nos états financiers consolidés intermédiaires non audités.
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L’un de nos principaux objectifs est de dégager des flux de trésorerie stables et croissants tout en réduisant au minimum le risque pour toutes les parties prenantes. Nous surveillons notre rendement à cet égard au moyen de trois mesures clés : i) le résultat net; ii) le résultat avant intérêts, impôts sur le résultat et amortissements ajusté (« BAIIA ajusté »); iii) les fonds provenant des activités. Il est important de souligner que le BAIIA ajusté et les fonds provenant des activités sont des mesures qui n’ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS; il est donc peu probable qu’elles soient comparables à des mesures semblables présentées par d’autres sociétés et en tant qu’outils d’analyse, elles comportent des limites. Nous fournissons ci-après de l’information supplémentaire sur la façon dont nous calculons le BAIIA ajusté et les fonds provenant des activités. Nous fournissons également le rapprochement du résultat net. Se reporter à la « Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données au prorata – Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS » et à la « Partie 6 – Principales informations trimestrielles – Sommaire des résultats trimestriels historiques ». Informations au prorata Les rapports présentés au principal décideur opérationnel sur les mesures utilisées pour évaluer le rendement et affecter les ressources sont présentés au prorata. Au prorata, les informations 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 une perspective des porteurs de parts 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. 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 au prorata ont été fournis. Par secteur, les postes produits, autres produits, coûts d’exploitation directs, charge d’intérêts, charge d’amortissement, impôts exigible et différé et divers sont des éléments qui différeront des résultats présentés selon les IFRS puisqu’ils 1) 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 2) 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. En tant qu’outil analytique, la présentation des résultats au prorata comporte des limites, notamment :
•	les montants présentés dans les postes distincts sont obtenus en fonction du pourcentage global de la participationfinancière et ne sont pas nécessairement représentatifs du droit à l’égard des actifs et des passifs ou des produits etdes charges;
•	les autres sociétés n’utilisent pas nécessairement la même méthode que nous pour calculer leurs résultats au prorata.
En raison de ces limites, notre information financière au prorata ne doit pas être considérée distinctement de nos états financiers préparés conformément aux IFRS ou s’y substituer. 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 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.
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Sauf indication contraire, l’information à l’égard de la puissance en mégawatts (« MW ») attribuable aux centrales d’Énergie Brookfield, y compris les actifs en développement, est présentée sur une base consolidée, notamment aussi dans le cas des centrales dont Énergie Brookfield détient le contrôle ou sur lesquelles Énergie Brookfield exerce un contrôle conjoint. Résultat net Le résultat net est calculé selon les IFRS. Le résultat net est une mesure importante de rentabilité, notamment parce qu’il a une définition normalisée conformément aux IFRS. Selon les IFRS, la présentation du résultat net pour notre société donne souvent lieu à la comptabilisation d’une perte même si les flux de trésorerie sous-jacents générés par les actifs sont appuyés par des marges élevées et des conventions d’achat d’électricité à long terme stables. Cela ressort du fait que selon les règles de comptabilisation, nous devons comptabiliser un niveau d’amortissement à l’égard de nos actifs beaucoup plus élevé que nos dépenses d’investissement de maintien. BAIIA ajusté Le BAIIA ajusté est une mesure non conforme aux IFRS utilisée par les investisseurs pour analyser le rendement d’exploitation des entreprises.
Énergie Brookfield se sert du BAIIA ajusté pour évaluer son rendement avant l’incidence de la charge d’intérêts, de l’impôt sur le résultat, de la charge d’amortissement, 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 versées aux porteurs d’actions privilégiées, aux porteurs de parts de société en commandite privilégiées et aux porteurs de bil ets subordonnés perpétuels ainsi que d’autres éléments généralement ponctuels. Énergie Brookfield fait des ajustements en fonction de ces facteurs, puisqu’ils peuvent être hors trésorerie, inhabituels ou ne pas faire partie des facteurs utilisés par la direction pour évaluer le rendement d’exploitation. Énergie Brookfield tient compte des profits et des pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que nous ne prévoyons pas détenir à long terme dans le calcul du BAIIA ajusté afin de fournir des informations supplémentaires à l’égard du rendement réalisé cumulatif des placements, y compris tout ajustement de la juste valeur latente qui a été comptabilisé dans les capitaux propres, mais qui n’est pas reflété dans le BAIIA ajusté de la période considérée. Énergie Brookfield estime que la présentation de cette mesure facilitera l’évaluation par l’investisseur de notre rendement financier et de notre rendement d’exploitation sur une base attribuable. Fonds provenant des activités Les fonds provenant des activités représentent une mesure non conforme aux IFRS utilisée par les investisseurs pour analyser le résultat d’exploitation net avant l’incidence de certains éléments variables qui n’ont en général aucune incidence financière ou des éléments qui ne sont pas directement liés au rendement d’Énergie Brookfield. Énergie Brookfield se sert des fonds provenant des activités pour évaluer son rendement avant l’incidence de certains éléments ayant un effet de trésorerie (p. ex., les coûts d’acquisition et d’autres éléments généralement ponctuels) et de certains éléments sans effet de trésorerie (p. ex., l’impôt différé, la charge d’amortissement, la composante sans effet de trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle, le profit latent ou la perte latente sur les instruments financiers, les résultats sans effet de trésorerie découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence et d’autres éléments sans effet de trésorerie), ces éléments n’étant pas représentatifs du rendement des activités sous-jacentes. Dans les états financiers consolidés intermédiaires non audités d’Énergie Brookfield, nous utilisons le modèle de la réévaluation conformément à IAS 16, Immobilisations corporelles, selon lequel l’amortissement est établi à partir d’un montant réévalué, ce qui réduit le caractère comparable avec nos pairs qui ne présentent pas leurs résultats selon les IFRS publiées par l’IASB ou qui n’ont pas adopté le modèle de la réévaluation pour évaluer les immobilisations corporelles. La
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direction ajoute l’impôt différé, car, à son avis, cet élément ne reflète pas la valeur actualisée des obligations fiscales réelles qu’elle prévoit qu’Énergie Brookfield engagera sur un horizon à long terme. Énergie Brookfield estime que cette analyse et la présentation des fonds provenant des activités permettront à l’investisseur de mieux comprendre le rendement d’Énergie Brookfield. Les fonds provenant des activités par part ne sauraient se substituer au résultat par action comme mesure de rendement et ne sont pas représentatifs des montants disponibles aux fins de distribution. Les fonds provenant des activités ne sont pas une mesure comptable généralement reconnue selon les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une définition différente des fonds provenant des activités de celle utilisée par d’autres entités ainsi que de la définition des fonds provenant des activités utilisée par l’Association des biens immobiliers du Canada et la National Association of Real Estate Investment Trusts, Inc. (« NAREIT »). En outre, cette mesure n’est pas utilisée par le principal décideur opérationnel pour évaluer les liquidités d’Énergie Brookfield. Dette au prorata La dette au prorata est présentée en fonction de la quote-part des obligations relatives aux emprunts liés aux participations d’Énergie Brookfield dans diverses entreprises comprises dans le portefeuille. Les informations financières au prorata ne sont pas présentées et ne sont pas destinées à être présentées conformément aux IFRS. La dette au prorata est présentée parce que la direction est d’avis qu’elle aide les investisseurs et les analystes à estimer la performance globale et à comprendre l’endettement lié spécifiquement à la quote-part d’Énergie Brookfield en fonction du capital qu’elle a investi dans un placement donné. Analysée avec le BAIIA ajusté au prorata, la dette au prorata devrait fournir de l’information utile quant à la façon dont Énergie Brookfield a financé les actifs de ses activités. La direction est d’avis que l’information financière au prorata, lorsqu’elle est lue avec les résultats présentés selon les IFRS d’Énergie Brookfield, y compris la dette consolidée, offre une évaluation plus utile de la performance des activités d’Énergie Brookfield et de la gestion du capital. En tant qu’outil analytique, la présentation des résultats au prorata comporte des limites, notamment :
•	Les montants de la dette au prorata ne représentent pas l’obligation consolidée relative à la dette sous-jacente d’unplacement consolidé. Si un projet donné ne génère pas des flux de trésorerie suffisants pour régler l’intégralité despaiements liés à la dette connexe, la direction peut décider, à sa discrétion, de régler l’insuffisance au moyen d’uneinjection de capitaux en vue d’éviter un manquement à l’obligation. Une telle insuffisance pourrait ne pas êtreapparente ou ne pas être équivalente à l’écart entre le BAIIA ajusté au prorata global de l’ensemble des placementscompris dans le portefeuille d’Énergie Brookfield et la dette au prorata globale de l’ensemble des placementscompris dans le portefeuille d’Énergie Brookfield.
•	Les autres sociétés n’utilisent pas nécessairement la même méthode pour calculer la dette au prorata.
En raison de ces limites, l’information financière au prorata d’Énergie Brookfield ne doit pas être considérée distinctement des états financiers d’Énergie Brookfield préparés conformément aux IFRS ou s’y substituer.
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PARTIE 9 – MISE EN GARDE MISE EN GARDE CONCERNANT LES ÉNONCÉS PROSPECTIFS Le présent rapport renferme de l’information et des énoncés prospectifs, au sens prescrit par les lois canadiennes
sur les valeurs mobilières ainsi que des énoncés prospectifs, au sens prescrit par l’article 27A de la loi américaine
Securities Act of 1933 et l’article 21E de la loi américaine Securities Exchange Act of 1934, dans leur version
modifiée respective, ainsi que par les règles d’exonération de la loi américaine Private Securities Litigation
Reform Act of 1995 et par toute autre réglementation canadienne sur les valeurs mobilières, concernant les
activités et l’exploitation d’Énergie Brookfield. Les énoncés prospectifs figurant dans le présent rapport portent
notamment, sans s’y limiter, sur la qualité des actifs d’Énergie Brookfield et la résistance des flux de trésorerie
qu’ils généreront, notre performance financière prévue, la future mise en service d’actifs, la production visée par
contrat de notre portefeuille, la diversification des technologies, les occasions d’acquisition, la conclusion prévue
d’acquisitions, l’évolution des prix de l’énergie et de la demande d’électricité, la reprise économique, l’atteinte de
la production moyenne à long terme, les coûts de développement de projets et de dépenses d’investissement, la
diversification du bassin d’investisseurs d’Énergie Brookfield, les politiques relatives à l’énergie, la croissance
économique, le potentiel de croissance de la catégorie d’actifs d’énergie renouvelable, nos perspectives de
croissance future et notre profil de distribution, notre accès aux capitaux ainsi que les distributions et dividende
futurs versés aux porteurs de parts de société en commandite et d’actions échangeables de BEPC. Dans certains
cas, les énoncés prospectifs peuvent être décelés par l’utilisation de mots comme « prévoit », « s’attend à »,
« cherche à », « planifie », « estime », « prévoit », « vise », « a l’intention de », « anticipe », ou encore de dérivés
de ces mots et expressions ou d’énoncés selon lesquels certains événements, mesures ou résultats « peuvent »,
« pourront », « pourraient » ou « devraient » respectivement se produire, avoir lieu ou être atteints, ou se
produiront, auront lieu ou seront atteints. Bien que nous croyions que les résultats, le rendement et les réalisations
futurs prévus expressément ou implicitement par les énoncés prospectifs et les informations figurant dans le présent
rapport soient fondés sur des hypothèses et des attentes raisonnables, nous ne pouvons garantir que ces attentes
se matérialiseront. Le lecteur ne devrait pas accorder une confiance indue à ces informations et énoncés
prospectifs, puisqu’ils comportent des risques, des incertitudes et d’autres facteurs connus et inconnus par suite
desquels les résultats, le rendement ou les réalisations réels peuvent différer de façon importante des résultats, du
rendement ou des réalisations futurs prévus que ces informations et énoncés prospectifs expriment ou
laissent entendre.
Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement de ceux prévus ou sous-entendus dans les énoncés prospectifs comprennent notamment ce qui suit : la variation de la disponibilité des ressources en raison, entre autres, des changements climatiques, à n’importe laquelle de nos centrales; la volatilité de l’offre et de la demande sur les marchés de l’énergie; notre incapacité à renégocier ou à remplacer, suivant des modalités semblables, les CAÉ qui viennent à échéance; l’augmentation de la production ne faisant pas l’objet d’engagements contractuels dans notre portefeuille; la disponibilité et l’accès aux installations d’interconnexion et aux réseaux de transport; l’incapacité de renouveler les contrats, les concessions et les permis à l’échéance ou l’incapacité de les remplacer par des contrats, des concessions et des permis suivant des modalités semblables; le fait que les droits de titulaires de privilèges et de domaines à bail sont supérieurs aux droits qui nous sont accordés pourrait nuire à nos droits immobiliers relativement à nos installations d’énergie renouvelable éolienne et solaire; les augmentations des coûts d’exploitation de nos centrales; notre incapacité de respecter les conditions des permis gouvernementaux ou de conserver de tel permis; les pannes d’équipement, y compris celles relatives aux éoliennes et aux panneaux solaires; l’impossibilité d’obtenir le matériel nécessaire, y compris les pièces et les composants de rechange indispensables au développement des projets ou l’augmentation importante des coûts liés à ceux-ci; les ruptures de barrage et le coût et les responsabilités éventuelles liés à ces ruptures; la gravité, la durée et la propagation de la COVID-19 ainsi que les impacts directs et indirects que peut avoir le virus; les pertes non assurables et la hausse du coût des primes d’assurance; l’évolution des conditions réglementaires, politiques, économiques et sociales dans les territoires où nous exerçons nos activités; les cas de force majeure; l’évolution défavorable des taux de change et notre incapacité à gérer efficacement l’exposition
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aux monnaies étrangères; les risques liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement; les risques liés à la commercialisation de l’énergie; la fin du système d’équilibrage du MRE au Brésil ou tout changement de celui-ci; le fait d’être partie à des litiges et autres différends et de faire l’objet d’enquêtes par des organismes réglementaires et gouvernementaux; le non-respect par les contreparties à nos contrats de leurs obligations; le temps et l’argent consacrés à l’exécution de contrats à l’endroit de contreparties défaillantes et l’incertitude de l’issue de telles démarches; la possibilité de devoir nous soumettre à des lois ou à des règlements étrangers par suite de l’acquisition et de la mise en valeur future de projets dans de nouveaux marchés; la possibilité que nos activités soient touchées par des collectivités locales; notre dépendance envers des systèmes opérationnels informatisés, qui pourrait nous exposer à des cyberattaques; le fait que les technologies récemment mises au point dans lesquelles nous investissons ne donnent pas les résultats escomptés; l’augmentation des redevances d’utilisation d’énergie hydraulique (ou frais semblables) ou les changements apportés à la réglementation visant l’approvisionnement en eau; les avancées technologiques pouvant entraver ou éliminer l’avantage concurrentiel de nos projets; les conflits de travail et les conventions collectives défavorables sur le plan économique; les cas de fraude, de subornation ou de corruption, d’autres actes illégaux, les procédés ou les systèmes internes inadéquats ou défaillants; notre incapacité à financer nos activités en raison de la conjoncture des marchés financiers; les restrictions opérationnelles et financières qui nous sont imposées par les ententes relatives à nos prêts, à notre dette et à nos sûretés; la révision de nos cotes de crédit; notre incapacité à repérer des occasions d’investissement suffisantes et à réaliser les transactions; l’évolution de nos activités actuelles, y compris par l’intermédiaire de placements futurs dans la transition énergétique; notre incapacité à mettre en œuvre la totalité ou certaines de nos mesures de recyclage de capitaux; la croissance de notre portefeuille et notre incapacité à réaliser les avantages anticipés de nos opérations ou de nos acquisitions; notre incapacité de développer des projets nouveaux ou de trouver de nouveaux emplacements appropriés pour le développement de projets nouveaux; les retards, les dépassements de coûts et d’autres problèmes associés à la construction, et à l’exploitation de nos installations de production et les risques liés aux arrangements que nous concluons avec les collectivités et les coentrepreneurs; la décision de Brookfield Asset Management de ne pas nous trouver des occasions d’acquisition, et notre manque d’accès à toutes les acquisitions d’énergie renouvelable répertoriées par Brookfield Asset Management, y compris en raison de conflits d’intérêts; le fait que nous n’ayons pas le contrôle sur toutes nos activités et sur tous nos investissements; l’instabilité politique ou les changements dans les politiques du gouvernement; l’acquisition de sociétés en difficulté financière qui pourraient nous faire courir des risques accrus, y compris celui de devoir engager des frais juridiques supplémentaires et d’autres frais; une baisse de la valeur de nos placements dans des titres, y compris dans des titres d’autres sociétés émis dans le public; nous ne sommes pas soumis aux mêmes obligations d’information financière qu’un émetteur américain aux États-Unis; une séparation entre la participation financière et le contrôle dans notre structure organisationnelle; les ventes et émissions futures de nos parts de société en commandite, parts privilégiées ou titres échangeables contre des parts de société en commandite, y compris contre des actions échangeables de BEPC, ou la perception de ces ventes ou de ces émissions, pourraient faire chuter le cours des parts de société en commandite ou des actions échangeables de BEPC; la création d’une dette à multiples paliers dans notre structure organisationnelle; le fait d’être considérés comme une « société de placement » en vertu de la loi Investment Company Act of 1940; l’efficacité de nos contrôles internes à l’égard de l’information financière; notre dépendance envers Brookfield Asset Management et l’importante influence de celle-ci sur nous; le départ de certains ou de tous les professionnels principaux de Brookfield Asset Management; notre manque de moyens distincts de générer des revenus; les changements dans la façon dont Brookfield Asset Management choisit de détenir ses participations de propriété dans Énergie Brookfield; le fait que Brookfield Asset Management agisse d’une façon qui ne soit pas dans notre intérêt ou de celui de nos porteurs de parts; l’impact plus vaste des changements climatiques; la défaillance de nos systèmes technologiques; les variations du cours des parts de société en commandite et des actions échangeables de BEPC ainsi que les autres facteurs décrits dans notre plus récent rapport annuel sur formulaire 20-F, y compris ceux énoncés à la rubrique 3.D, « Facteurs de risque ».
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Le lecteur est prévenu que la liste de facteurs importants qui précède pouvant avoir une incidence sur les résultats futurs n’est pas exhaustive. Ces énoncés prospectifs représentent nos points de vue à la date du présent rapport, et il ne faut pas estimer qu’ils représentent nos points de vue à compter de toute date postérieure à celle-ci. Même si nous prévoyons que des événements et faits nouveaux postérieurs à la date de clôture pourraient modifier ces points de vue, nous rejetons toute obligation de mettre à jour ces déclarations prospectives, sauf lorsque nous y sommes tenus par la loi. Pour de plus amples renseignements sur ces risques connus et inconnus, se reporter à la rubrique « Facteurs de risque » dans notre plus récent rapport annuel sur formulaire 20-F et tout autre risque et facteur décrits dans ce formulaire. MISE EN GARDE CONCERNANT LES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Nous préparons nos états financiers conformément aux IFRS. Toutefois, le présent rapport comprend des références au BAIIA ajusté, aux fonds provenant des activités et aux fonds provenant des activités par part qui ne sont pas des principes comptables généralement reconnus selon les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une définition différente de celles utilisées par d’autres entités. Plus particulièrement, notre définition des fonds provenant des activités peut être différente des définitions utilisées par d’autres sociétés ainsi que de la définition des fonds provenant des activités utilisée par l’Association des biens immobiliers du Canada (« REALPAC ») et la National Association of Real Estate Investment Trusts, Inc. (« NAREIT »), entre autres parce que la définition de la NAREIT est fondée sur les PCGR des États-Unis et non sur les IFRS. Nous croyons que le BAIIA ajusté, les fonds provenant des activités ou les fonds provenant des activités par part constituent des mesures complémentaires utiles pour les investisseurs pour évaluer notre rendement financier. Aucune de ces mesures ne doit être considérée comme l’unique mesure de notre rendement, ni être considérée distinctement de l’analyse de nos états financiers préparés conformément aux IFRS ou s’y substituer. Ces mesures non conformes aux IFRS reflètent la façon dont nous gérons les affaires et, à notre avis, permettent au lecteur de mieux les comprendre. Un rapprochement de ces mesures non conformes aux IFRS et des mesures selon les IFRS les plus semblables se trouve à la « Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données au prorata – Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS ».
Notre rapport de gestion présente un rapprochement du résultat net avec le BAIIA ajusté et es fonds provenant des activités. Nous présentons également, à la note 5, « Informations sectorielles », des états financiers consolidés intermédiaires non audités, un rapprochement des fonds provenant des activités et du résultat net.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
		31 mars	31 décembre
NON AUDITÉ		2022		2021
(EN MILLIONS)	Note
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie................................................................................................	14	734 $		764 $
Liquidités soumises à restrictions .......................................................................................................	15	275		261
Créances clients et autres actifs courants ...........................................................................................	16	1 633		1 683
Actifs liés à des instruments financiers ..............................................................................................	4				50	60
Montants à recevoir de parties liées ...................................................................................................	19				75	35
Actifs détenus en vue de la vente .......................................................................................................	3	155		58
		2 922		2 861
Actifs liés à des instruments financiers .................................................................................................	4	264		262
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence........................................	13	1 145		1 107
Immobilisations corporelles à la juste valeur........................................................................................	7	51 167		49 432
Immobilisations incorporelles................................................................................................................		220		218
Goodwill ..................................................................................................................................................	2	1 266		966
Actifs d’impôt différé .............................................................................................................................	6	236		197
Autres actifs non courants ......................................................................................................................		1 161		824
Total de l’actif ........................................................................................................................................		58 381 $		55 867 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ..............................................................................................	17	723 $		779 $
Passifs liés à des instruments financiers ............................................................................................	4	473		400
Montants à payer à des parties liées ...................................................................................................	19	1 137		164
Emprunts de la société mère ...............................................................................................................	8	120		—
Emprunts sans recours.........................................................................................................................	8	2 562		1 818
Provisions .............................................................................................................................................					33	55
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ..............................................	3		6	6
		5 054		3 222
Passifs liés à des instruments financiers................................................................................................	4	599		565
Emprunts de la société mère ..................................................................................................................	8	2 172		2 149
Emprunts sans recours ............................................................................................................................	8	17 346		17 562
Passifs d’impôt différé............................................................................................................................	6	6 480		6 215
Provisions ................................................................................................................................................		809		718
Autres passifs non courants....................................................................................................................		1 463		1 440
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation ..................................................................................................................................	9	12 708		12 303
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield ........	9				60	59
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .....................	9	2 923		2 894
Actions échangeables de BEPC ...........................................................................................................	9	2 588		2 562
Actions privilégiées ..............................................................................................................................	9	619		613
Billets subordonnés perpétuels ............................................................................................................	9	592		592
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ................................................	10	832		881
Capitaux propres des commanditaires....................................................................................................	11	4 136		4 092
Total des capitaux propres ..................................................................................................................		24 458		23 996
Total du passif et des capitaux propres .............................................................................................		58 381 $		55 867 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
Approuvé au nom de Brookfield Renewable Partners L.P. :
Patricia Zuccotti						David Mann
Administratrice						Administrateur
Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
	Trimestres clos les 31 mars
NON AUDITÉ		Note	2022		2021
(EN MILLIONS, SAUF LES DONNÉES PAR PART)
Produits ...................................................................................................................		19	1 136 $		1 020 $
Autres produits ........................................................................................................				71	27
Coûts d’exploitation directs1 .....................................................................................				(350)	(391)
Coûts de service de gestion.......................................................................................		19		(76)	(81)
Charge d’intérêts ......................................................................................................	8			(266)	(233)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence .......................................................................		13		19	5
(Perte) profit de change et sur les instruments financiers ............................................	4			(37)	48
Charge d’amortissement ...........................................................................................	7			(401)	(368)
Divers......................................................................................................................				(47)	(99)
(Charge) recouvrement d’impôt
Exigible ................................................................................................................	6			(42)	(16)
Différé ..................................................................................................................	6			26	33
				(16)	17
Résultat net ..............................................................................................................				33 $	(55) $
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 ........................................................................................	9			86 $	57 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue
par Brookfield ..................................................................................................	9			24	20
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .	9			(31)	(46)
Actions échangeables de BEPC ..............................................................................	9			(27)	(41)
Actions privilégiées ...............................................................................................	9			7	7
Bil ets subordonnés perpétuels ...............................................................................	9			7	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .........................		10		11	14
Capitaux propres des commanditaires .......................................................................		11		(44)	(66)
				33 $	(55) $
Perte de base et diluée par part de société en commandite ..........................................	(0,16) $		(0,24) $
1)	Les coûts d’exploitation directs ne comprennent pas la charge d’amortissement présentée ci-dessous.
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
Brookfield Renewable Partners L.P.					Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
	Trimestres clos les 31 mars
NON AUDITÉ		Note	2022	2021
(EN MILLIONS)
Résultat net ..............................................................................................................			33 $	(55) $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas reclassés en résultat net
Réévaluation des immobilisations corporelles .....................................................	7		(2)	(272)
Perte actuarielle sur les régimes à prestations définies..........................................			5	14
Charge (recouvrement) d’impôt différé sur les éléments ci-dessus ........................			(4)	45
(Perte latente) profit latent sur les placements dans des titres de
					capitaux propres ............................................................................................	4		(5)	2
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ............		13	—	(2)
Total des éléments qui ne seront pas reclassés en résultat net ......................................			(6)	(213)
Autres éléments du résultat global qui peuvent être reclassés en résultat net
Écart de conversion ............................................................................................			784	(671)
Profits (perte) de la période sur les instruments financiers désignés comme
					couvertures de flux de trésorerie ......................................................................	4		(33)	92
Profit (perte) sur les swaps de change – couverture d’un investissement net .........	4		(45)	28
Ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en
					résultat net ......................................................................................................	4		56	(52)
Impôt différé sur les éléments ci-dessus ...............................................................			(16)	(12)
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ............		13	22	(3)
Total des éléments qui pourraient être reclassés en résultat net à une date ultérieure ....			768	(618)
Autres éléments du résultat global .............................................................................			762	(831)
Résultat global .........................................................................................................			795 $	(886) $
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 .....................................................................................	9		458 $	(415) $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue
					par Brookfield ................................................................................................	9		26	18
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une
					filiale société de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues
					par Brookfield ................................................................................................	9		85	(157)
Actions échangeables de BEPC ...........................................................................	9		75	(139)
Actions privilégiées ............................................................................................	9		13	15
Bil ets subordonnés perpétuels ............................................................................	9		7	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .........................		10	11	14
Capitaux propres des commanditaires .......................................................................		11	120	(222)
			795 $	(886) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
		Cumul des autres éléments du résultat global	Participations ne donnant pas le contrôle
																				Participations ne
																				donnant pas le
																		Participation	contrôle ayant droit
												Capitaux					Participations		de	au résultat net dans
							Pertes					propres des					ne donnant pas	commandité	une filiale société
						actuarielles				Total des		comman-					le contrôle ayant	dans une filiale		de portefeuille –
NON AUDITÉS				Capitaux			sur les	Couver-	Placements	capitaux		ditaires					droit au résultat	société de	parts rachetables/
TRIMESTRES CLOS				propres des		régimes		tures de	dans des titres	propres des		détenant des	Billets													Actions	net dans les	portefeuille	échangeables		Total des
LES 31 MARS				comman-	Écart de				Écart de	à prestations		flux de	de capitaux	comman-			parts	Actions	subordonnés	échangeables													filiales en	détenue par		détenues par		capitaux
(EN MILLIONS)	ditaires	conversion	réévaluation				définies		trésorerie	propres		ditaires	privilégiées		privilégiées	perpétuels	de BEPC	exploitation	Brookfield		Brookfield		propres
																															Solde au 31 décembre 2021.........				(1 516) $		(842) $				6 494 $		— $		(48) $	4 $		4 092 $	881 $	613 $	592 $						2 562 $	12 303 $	59 $	2 894 $	23 996 $
Résultat net ...................................	(44)		—			—			—		—		—		(44)			11		7		7													(27)			86		24			(31)		33
Autres éléments du
résultat global ..........................	—		152				(1)		1	14		(2)		164			—		6		—													102		372		2			116		762
Apports en capital ........................	—		—			—			—	—		—		—		—	—		—													—		106		—			—		106
Rachat de parts de société en
commandite privilégiées
(note 10) ...................................	—		—				—			—		—		—		—			(49)		—	—													—			—		—			—		(49)
Distributions ou dividendes
déclarés ....................................	(91)		—			—			—		—		—		(91)			(11)		(7)	(7)												(55)		(169)		(25)			(63)		(428)
Régime de réinvestissement
des distributions ......................	3		—			—			—		—		—		3			—		—		—													—			—		—			—		3
Divers ............................................	7		—			5			—		—		—		12			—	—		—												6			10		—			7		35
Variation au cours de la période...				(125)		152				4			1		14		(2)		44			(49)		6	—													26		405		1			29		462
Solde au 31 mars 2022 .................				(1 641) $		(690) $				6 498 $		1 $		(34) $	2 $		4 136 $			832 $		619 $		592 $													2 588 $		12 708 $		60 $		2 923 $		24 458 $
Solde au 31 décembre 2020.........				(988) $	(720) $				5 595 $		(6) $	(39) $	3 $		3 845 $		1 028 $		609 $		— $													2 408 $		11 100 $		56 $		2 721 $		21 767 $
Résultat net ...................................	(66)		—			—			—	—		—		(66)			14		7		—													(41)			57		20			(46)		(55)
Autres éléments du
résultat global ..........................	—		(110)				(57)			2		8		1		(156)			—	8		—													(98)		(472)		(2)		(111)		(831)
Apports en capital ........................	—		—				—		—		—		—		—			—	—		—													—		814		—			—	814
Distributions ou dividendes
déclarés ....................................	(84)		—			—			—		—		—		(84)			(14)		(7)	—												(52)		(118)		(21)			(59)		(355)
Régime de réinvestissement
des distributions ......................	2		—			—			—		—		—		2			—		—		—												—			—		—			—		2
Divers	(61)		(4)			8			—		—		1		(56)			—	—		—												(33)		223		(3)		(39)		92
Variation au cours de la période...				(209)		(114)				(49)			2	8		2		(360)			—	8		—													(224)		504		(6)		(255)		(333)
																						Solde au 31 mars 2021 .................				(1 197) $	(834) $			5 546 $		(4) $	(31) $	5 $		3 485 $		1 028 $		617 $		— $										2 184 $	11 604 $	50 $	2 466 $	21 434 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
																								Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire									31 mars 2022
																				Page 59

BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
	Trimestres clos les 31 mars
NON AUDITÉ
(EN MILLIONS)		Notes	2022		2021
Activités d’exploitation
Résultat net .........................................................................................................................................				33 $	(55) $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement .............................................................................................................		7	401		368
Perte latente de change et sur les instruments financiers ..........................................................		4		50	(27)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode
					de la mise en équivalence ......................................................................................................	13	(19)	(5)
Recouvrement d’impôt différé ...................................................................................................		6	(26)		(33)
Autres éléments sans effet de trésorerie ....................................................................................				—	14
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence .............................................................................................................................		13		19	27
	458		289
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées .....................................................................................................................................				23	18
Variation nette des soldes du fonds de roulement ............................................................................	(178)		44
	303		351
Activités de financement
Papier commercial, montant net ........................................................................................................		8	120		(3)
Produit tiré des emprunts sans recours..............................................................................................		8, 19	1 113		1 037
Remboursement des emprunts sans recours .....................................................................................		8, 19	(894)		(354)
Remboursement d’obligations locatives ...........................................................................................				(5)	(9)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat
net dans les filiales en exploitation ...............................................................................................		9	106		814
Remboursement et rachat d’instruments de capitaux propres .........................................................		10	(49)		—
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en
					exploitation, aux porteurs d’actions privilégiées, aux commanditaires détenant des parts
					privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels ...............................................................	9, 10	(191)	(139)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP et aux actionnaires de
					Brookfield Renewable Corporation ......................................................................................	9, 11	(230)	(216)
Emprunts auprès de parties liées .......................................................................................................	940		410
Remboursements à des parties liées ..................................................................................................				—	(165)
	910		1 375
Activités d’investissement
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie dans
l’entité acquise ...............................................................................................................................		2	(780)		(1 428)
Investissement dans les immobilisations corporelles.......................................................................		7	(452)		(289)
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence................................................................................................................................	(20)		(44)
Produit tiré des actifs financiers ........................................................................................................		4		59	46
Liquidités soumises à restrictions et autres ......................................................................................	(50)		(50)
	(1 243)		(1 765)
Profit (perte) de change sur la trésorerie ..........................................................................................				(1)	(11)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
(Diminution) augmentation .......................................................................................................	(31)		(50)
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue de la vente ......................				1	(23)
Solde au début de la période .......................................................................................................	764		431
Solde à la fin de la période..........................................................................................................	734 $		358 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés ...............................................................................................................................	237 $		205 $
Intérêts reçus ................................................................................................................................				6 $	12 $
Impôts sur le résultat payés.........................................................................................................				12 $	11 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires		.
Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. NOTES DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS INTERMÉDIAIRES NON AUDITÉS Les activités de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie
	Notes des états financiers consolidés	Page
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	1.		Mode de présentation et principales	62
			méthodes comptables
	2.		Acquisitions	63
Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, y compris
Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »). Sauf indication	3.		Actifs détenus en vue de la vente	64
contraire, « la société en commandite » désigne Brookfield	4.		Gestion des risques et instruments financiers	65
Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, à l’exclusion
	5.		Informations sectorielles	68
de BEPC. Les participations consolidées d’Énergie Brookfield comprennent les
	6.		Impôts sur le résultat	73
	7.		Immobilisations corporelles	73
parts de société en commandite sans droit de vote cotées en Bourse
(les « parts de société en commandite ») détenues par le public et par	8.		Emprunts	75
Brookfield, les actions à droit de vote subalterne échangeables de	9.		Participations ne donnant pas le contrôle	77
catégorie A (les « actions échangeables de BEPC ») de Brookfield	10.		Capitaux propres des commanditaires	81
Renewable Corporation détenues par le public et par Brookfield, les			détenant des parts privilégiées
parts de société en commandite rachetables/échangeables (les « parts
	11.		Capitaux propres des commanditaires	82
de société en commandite rachetables/échangeables ») détenues dans
	12.		Goodwill	82
Brookfield Renewable Partners L.P. (« BRELP »), filiale société de
portefeuille d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la	13.		Participations comptabilisées selon la	83
participation de commandité (la « participation de commandité »)			méthode de la mise en équivalence
dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de société	14.		Trésorerie et équivalents de trésorerie	83
en commandite, de parts de société en commandite	15.		Liquidités soumises à restrictions	83
rachetables/échangeables, de la participation de commandité et
	16.		Créances clients et autres actifs courants	84
d’actions échangeables de BEPC sont désignés collectivement les
« porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société	17.		Dettes fournisseurs et autres créditeurs	84
en commandite, les parts de société en commandite	18.		Engagements, éventualités et garanties	84
rachetables/échangeables, la participation de commandité et les	19.		Transactions entre parties liées	86
actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les
	20.		Filiales faisant appel public à l’épargne	87
« parts » ou par l’expression « par part », sauf indication contraire. Énergie Brookfield est une société en commandite cotée en Bourse
	21.		Événements postérieurs à la date de clôture	88
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 actions échangeables de BEPC sont négociées sous le symbole
« BEPC » à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto. 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 13, série 15 et
série 18 d’Énergie Brookfield sont négociées à la Bourse de Toronto
respectivement sous les symboles « BEP.PR.E », « BEP.PR.G »,
« BEP.PR.I », « BEP.PR.K », « BEP.PR.M », « BEP.PR.O » et
« BEP.PR.R ». Les parts privilégiées de société en commandite de
catégorie A de série 17 sont négociées à la Bourse de New York sous
le symbole « BEP.PR.A ». Les billets subordonnés perpétuels sont
négociés à la Bourse de New York sous les symboles « BEPH »
et « BEPI ».
Brookfield Renewable Partners L.P.				Rapport intermédiaire	31 mars 2022
		Page 61

1. MODE DE PRÉSENTATION ET PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLESa) Déclaration de conformitéLes états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés conformément à IAS 34, Information financière
intermédiaire. Certaines informations et notes complémentaires normalement incluses dans les états financiers consolidés annuels audités
préparés conformément aux Normes internationales d’information financière (« IFRS ») publiées par l’International
Accounting Standards Board (« IASB ») ont été omises ou résumées. Les présents états financiers consolidés
intermédiaires doivent être lus avec les états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2021 d’Énergie
Brookfield. Les états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les méthodes comptables présentées dans
les états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2021. Les présents états financiers consolidés intermédiaires ne sont pas audités et tiennent compte des ajustements (ajustements
récurrents normaux) qui, de l’avis de la direction, sont nécessaires pour donner une image fidèle des résultats pour les
périodes intermédiaires selon les IFRS. Les résultats figurant dans les présents états financiers consolidés intermédiaires ne sont pas nécessairement représentatifs
des résultats prévus pour un exercice complet. 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 6 mai 2022 par le conseil d’administration du
commandité d’Énergie Brookfield, nommément BRPL. Certains chiffres comparatifs ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation de l’exercice considéré. Les symboles « $ », « $ CA », « € », « £ », « R$ », « COP », « PLN », « INR », « MYR » et « CNY » renvoient
respectivement au dollar américain, au dollar canadien, à l’euro, à la livre sterling, au réal, au peso colombien, au zloty, à
la roupie indienne, au ringgit et au yuan. Tous les chiffres sont présentés en millions de dollars américains, sauf indication contraire. b) Mode de présentationLes états financiers intermédiaires consolidés ont été préparés sur la base du coût historique, à l’exception de la
réévaluation d’immobilisations corporelles et de certains actifs et passifs évalués à la juste valeur. Le coût est comptabilisé
selon la juste valeur de la contrepartie donnée en échange d’actifs. c) Périmètre de consolidationLes présents états financiers consolidés comprennent les comptes d’Énergie Brookfield et de ses filiales, qui sont des
entités sur lesquelles Énergie Brookfield exerce le contrôle. Un investisseur contrôle une entité émettrice lorsqu’il a des
droits sur des rendements variables ou qu’il est exposé à ceux-ci en raison de son lien avec l’entité émettrice, et qu’il a la
capacité d’influer sur ces rendements en raison du pouvoir qu’il détient sur l’entité émettrice. Les participations ne
donnant pas le contrôle dans les capitaux propres des filiales d’Énergie Brookfield sont présentées distinctement dans les
capitaux propres aux états de la situation financière combinés. d) Normes comptables récemment adoptéesModifications d’IAS 3, Regroupements d’entreprises – Référence au Cadre conceptuelLes modifications ajoutent une exception au principe de comptabilisation d’IFRS 3 afin d’écarter la possibilité de
comptabiliser des profits ou pertes au « deuxième jour » découlant de passifs et de passifs éventuels qui entreraient dans le
champ d’application d’IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels, ou d’IFRIC 21, Droits ou taxes, s’ils
étaient contractés de façon distincte. Conformément à l’exception, plutôt que d’appliquer le Cadre conceptuel, les entités
doivent appliquer les conditions respectivement énoncées dans IAS 37 ou IFRIC 21 pour établir si, à la date d’acquisition,
une obligation actuelle existe. Parallèlement, les modifications apportées ajoutent aussi un nouveau paragraphe à IFRS 3
afin de préciser que les actifs éventuels ne sont pas admissibles à la comptabilisation à la date d’acquisition. Les
modifications d’IFRS 3 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2022.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Énergie Brookfield a effectué une évaluation et mis en œuvre un plan de transition pour tenir compte des incidences et
refléter les changements découlant des modifications au principe de comptabilisation d’IFRS 3. L’adoption n’a pas eu
d’incidence importante sur la présentation de l’information financière d’Énergie Brookfield. e) Modifications de méthodes comptables futures Modifications d’IAS 1, Présentation des états financiers (« IAS 1 »)

Les modifications apportées précisent la méthode de classement de la dette et des autres passifs à titre d’éléments courants
ou non courants. Les modifications d’IAS 1 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2023. Énergie
Brookfield évalue actuellement l’incidence de ces modifications.
Il n’y a à l’heure actuelle aucune modification future aux IFRS susceptible d’avoir une incidence sur Énergie Brookfield.
2. ACQUISITIONS Portefeuil e d’énergie solaire aux États-Unis Le 24 janvier 2022, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une société
d’envergure en développement détenant un portefeuille composé d’actifs solaires et d’accumulation d’énergie à grande
échelle en développement aux États-Unis d’une puissance de 20 GW. Le prix de cette acquisition, y compris les
ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à 702 millions $,		plus le paiement conditionnel de primes de
performance supplémentaires d’un montant de 125 millions $ à l’atteinte de certains jalons. Les coûts de transaction,
totalisant 2 millions $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers
dans le compte consolidé de résultat.			La participation financière d’Énergie Brookfield devrait s’élever à environ 20 %.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états
financiers consolidés intermédiaires non audités à compter de la date d’acquisition. Portefeuil e d’énergie solaire en Europe Le 2 février 2022, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un portefeuille d’actifs
solaires d’envergure en développement en Allemagne d’une puissance de 1,7 GW. Le prix de cette acquisition, y compris
les ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à environ 66 millions € (73 millions $), majoré d’un paiement
conditionnel de primes de performance supplémentaires à l’atteinte de certains jalons qui s’élève à 15 millions €
(17 millions $). Les coûts de transaction, totalisant 2 millions € (2 millions $), ont été passés en charges à mesure qu’ils
ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat.				La participation financière
d’Énergie Brookfield devrait s’élever à environ 20 %.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états
financiers consolidés intermédiaires non audités à compter de la date d’acquisition. Portefeuil e de production décentralisée au Chili Le 17 mars 2022, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une participation de
83 % dans un portefeuille de production décentralisée d’une puissance de 437 MW, composé d’actifs en exploitation et en
développement de grande qualité au Chili. Le prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et
de clôture, s’élève à environ 31 millions $, compte non tenu d’une participation ne donnant pas le contrôle de 6 millions $.
Les coûts de transaction, de moins de 1 million $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été
comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat.	La participation financière d’Énergie Brookfield
devrait s’élever à environ 20 %.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états
financiers consolidés intermédiaires non audités à compter de la date d’acquisition.

Brookfield Renewable Partners L.P.					Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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La répartition provisoire des prix d’acquisition, à la juste valeur, au 31 mars 2022, à l’égard des acquisitions est
la suivante :
	Portefeuille de		Portefeuille	Portefeuille
	production		d’énergie	d’énergie
	décentralisée		solaire en	solaire aux
		au Chili	Europe	États-Unis		Total
(EN MILLIONS)
Trésorerie ......................................................................							2 $	3 $	22 $	27 $

Liquidités soumises à restrictions ...................................							—	—		6	6

Créances clients et autres actifs courants .........................							2					30		48	80

Immobilisations corporelles............................................							21					1				691	713

Autres actifs non courants ..............................................							1					—		89	90

Passifs courants .............................................................							(1)	(5)	(32)	(38)

Instruments financiers ....................................................							—					—				(24)	(24)

Emprunts sans recours ....................................................							(6)	—					(47)	(53)

Passifs d’impôt différé ...................................................							—					(7)	(61)	(68)

Autres passifs non courants ............................................							—					—				(43)	(43)
Participations ne donnant pas le contrôle .........................							(6) $	— $	— $	(6) $
Juste valeur des actifs nets acquis ...................................							19					22	649	690
Goodwill .......................................................................							18					68	178	264
Prix d’acquisition ...........................................................							37 $	90 $	827 $	954 $
Portefeuil e éolien en Oregon Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition de la totalité
d’un portefeuille de trois centrales éoliennes d’une puissance d’environ 845 MW et de projets de développement d’une
puissance d’environ 400 MW (collectivement, le « portefeuil e éolien en Oregon »). Au cours du trimestre clos le
31 mars 2022, la répartition du prix d’acquisition a été menée à terme et aucun changement important n’a été apporté à la
répartition du prix d’acquisition au 31 décembre 2021 telle qu’elle est présentée dans le rapport annuel de 2021.
3. ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE Au 31 mars 2022, les actifs détenus en vue de la vente compris dans les secteurs opérationnels d’Énergie Brookfield
comprenaient des portefeuilles de centrales d’énergie solaire et hydroélectriques respectivement en Asie et au Brésil. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant
la vente de sa participation de 100 % dans un portefeuille hydroélectrique en exploitation au Brésil d’une puissance de
36 MW (le « portefeuille hydroélectrique au Brésil ») pour un produit de 98 millions $ (montant net de 25 millions $ pour
Énergie Brookfield). Énergie Brookfield détient une participation financière d’environ 25 % dans chacune des entités des
projets au sein du portefeuille hydroélectrique au Brésil et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux
conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie
solaire en Asie d’une puissance de 19 MW pour un produit d’environ 144 millions MYR (montants nets de 33 millions $
et 10 millions $ pour Énergie Brookfield).

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire				31 mars 2022
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Le tableau suivant présente un sommaire des principaux actifs et passifs classés comme étant détenus en vue de la vente
aux :
	31 mars	31 décembre
	2022		2021
(EN MILLIONS)
Actif
Trésorerie et équivalents de trésorerie.............................................................................		8 $	9 $
Liquidités soumises à restrictions ...................................................................................		1	1
Créances clients et autres actifs courants ........................................................................		1	—
Immobilisations corporelles ...........................................................................................	145		48
Actifs détenus en vue de la vente .....................................................................................	155 $		58 $
Passif
Dette à long terme .........................................................................................................		3		3
Autres passifs non courants ............................................................................................		3		3
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente .................................		6 $	6 $
4. 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. Il n’y a eu aucune autre modification importante au chapitre des risques auxquels Énergie Brookfield est exposée par
rapport à ceux énoncés dans les états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2021. 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.					Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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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 2021
	31 mars 2022
			Niveau 1	Niveau 2 Niveau 3 Total	Total
(EN MILLIONS)
Actifs évalués à la juste valeur :
Trésorerie et équivalents de trésorerie .......................				734 $	— $							— $	734 $				764 $
Liquidités soumises à restrictions1 ............................			336		—							—			336				312
Actifs liés à des instruments financiers1
Contrats d’énergie dérivés .....................................				—		35						4			39				55
Swaps de taux d’intérêt .........................................				—		136							—			136				40
Swaps de change ...................................................				—		1							—		1				32
Placements dans des titres de créance et titres de

capitaux propres ...................................................				—	44							94	138	195
Immobilisations corporelles .....................................				—		—					51 167 51 167	49 432
Passifs évalués à la juste valeur :
Passifs liés à des instruments financiers1
Contrats d’énergie dérivés .....................................				—		(309)							(121)	(430)	(226)
Swaps de taux d’intérêt .........................................				—		(142)							—	(142)	(228)
Swaps de change ...................................................				—		(82)							—			(82)				(56)
Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à
							(418)
des avantages fiscaux ........................................				—	—							(418)	(455)
Contrepartie éventuel e1, 2 ........................................				—		—							(144)	(144)	(3)
Passifs pour lesquels la juste valeur est présentée :
Emprunts de la société mère1 .................................			(2 135)		(120)							—	(2 255)	(2 334)
Emprunt sans recours1 ...........................................			(2 285)	(17 810)				—	(20 095)	(20 435)
Total........................................................................				(3 350) $ (18 247) $ 50 582 $ 28 985 $				27 093 $
1)	Comprennent le montant courant et les montants non courants.
2)	Se rapporte à des regroupements d’entreprises effectués en 2021 et 2022 comportant des obligations venant à échéance entre 2022 et 2027.
Aucun reclassement n’a eu lieu au cours du trimestre clos le 31 mars 2022. Information sur les instruments financiers Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux :
		31 décembre 2021
	31 mars 2022
							Actif	Actif

										Actif	Passif							(passif) net	(passif) net
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ......................................				39 $		430 $								(391) $				(171) $
Swaps de taux d’intérêt ..........................................				136		142								(6)				(188)
Swaps de change ...................................................				1						82			(81)				(24)
Placements dans des titres de créance et titres de

capitaux propres ................................................				138		—	138	195
Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des

avantages fiscaux ..............................................				—	418						(418)	(455)
Total......................................................................				314		1 072								(758)				(643)
Moins : tranche courante ........................................				50		473								(423)				(340)
Tranche non courante .............................................				264 $		599 $								(335) $				(303) $
Brookfield Renewable Partners L.P.			Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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a) 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 intermédiaires d’Énergie Brookfield à un montant équivalant à leur juste valeur,
laquelle est établie selon les cours de 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. b) Couvertures de taux d’intérêt Énergie Brookfield a conclu des contrats de couverture de taux d’intérêt principalement pour 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 intermédiaires. c) 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. d) Passifs liés aux financements donnant droit à des avantages fiscaux Énergie Brookfield détient et exploite certains projets aux États-Unis dans le cadre de structures donnant droit à des
avantages fiscaux pour financer la construction de projets solaires et éoliens. Conformément à la substance des accords
contractuels, les montants payés par les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux pour les participations leur
donnant de tels droits sont classés comme des passifs liés à des instruments financiers dans les états consolidés de la
situation financière. Le profit ou la perte sur les passifs liés aux financements donnant droit aux avantages fiscaux sont comptabilisés au poste
(Profit) perte de change et sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat. e) Placements dans des titres de créance et titres de capitaux propres Les placements d’Énergie Brookfield dans des titres de créance et des titres de capitaux propres consistent en des
placements dans des titres non cotés en Bourse qui sont comptabilisés à la juste valeur à l’état de la situation financière. Le tableau suivant présente les profits (pertes) inclus au poste Change et instruments financiers dans les comptes
consolidés intermédiaires de résultat pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022			2021
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ..................................................................................................		(116) $			(41) $
Swaps de taux d’intérêt ......................................................................................................					50		53
Swaps de change ...............................................................................................................			8		59
Capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux ......................................................					30		14
Profit (perte) de change ......................................................................................................					(9)		(37)
					(37) $		48 $
Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Le tableau suivant présente les profits (pertes) inclus au poste Autres éléments du résultat global dans les états consolidés
intermédiaires du résultat global pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022			2021
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ..................................................................................................		(149) $			40 $

Swaps de taux d’intérêt ......................................................................................................	127			47
Swaps de change ...............................................................................................................					(11)		5
					(33)		92
Swaps de change – investissement net ................................................................................					(45)		28

Placements dans des titres de créance et de capitaux propres ...............................................					(5)	2
					(83) $		122 $
Le tableau suivant présente les ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en résultat net dans les états
consolidés intermédiaires du résultat global pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022			2021
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ..................................................................................................					53 $		(55) $
Swaps de taux d’intérêt ......................................................................................................			3		3
					56 $		(52) $

5. INFORMATIONS SECTORIELLES Le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement, le principal décideur opérationnel)
d’Énergie Brookfield analysent les résultats de l’entreprise, gèrent les activités et affectent les ressources selon le type
de technologie. Les activités d’Énergie Brookfield sont réparties selon les secteurs suivants : 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne,
3) énergie solaire, 4) production décentralisée, accumulation et divers (accumulation par pompage, cogénération et
biomasse), et 5) siège social. L’hydroélectricité et l’énergie éolienne sont de surcroît sectorisées par région, nommément
Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie. Cette répartition permet de mieux refléter la façon dont le principal
décideur opérationnel analyse les résultats de notre société. Les informations présentées au principal décideur opérationnel sur les mesures utilisées pour évaluer le rendement et
affecter les ressources sont au prorata. Les informations au prorata reflètent la quote-part d’Énergie Brookfield dans des
centrales qu’elle inclut dans son périmètre de consolidation ou comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence et
pour lesquelles elle détient le contrôle ou exerce une influence notable ou un contrôle conjoint sur la participation. Les
informations au prorata offrent aux porteurs de parts (les porteurs de la participation de commandité, des parts de société
en commandite rachetables/échangeables, des actions échangeables de BEPC et des parts de société en commandite) une
perspective que le principal décideur opérationnel considère comme importante au moment d’effectuer des analyses
internes et de prendre des décisions stratégiques et opérationnelles. Le principal décideur opérationnel est également d’avis
que les informations au prorata permettent aux investisseurs de comprendre l’incidence des décisions qu’il prend et des
résultats financiers attribuables aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield. Les informations financières au prorata ne sont pas présentées et ne sont pas destinées à être présentées conformément aux
IFRS. Les tableaux présentant un rapprochement des données conformes aux IFRS et de celles présentées en fonction de la
consolidation au prorata ont été fournis. Par secteur, les postes Produits, Autres produits, Coûts d’exploitation directs,
Charge d’intérêts, Amortissement des immobilisations corporel es, Impôts exigible et différé et Divers sont des éléments
qui différeront des résultats présentés selon les IFRS puisqu’ils comprennent la quote-part d’Énergie Brookfield des
résultats des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence répartie entre tous les éléments
mentionnés précédemment et ne tiennent pas compte de la quote-part des résultats des participations consolidées que la
société ne détient pas et qui est répartie entre les éléments mentionnés précédemment.

Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
				Page 68

Énergie Brookfield n’exerce pas de contrôle sur les entités qui ne font pas partie de son périmètre de consolidation; par
conséquent, celles-ci ont été présentées comme des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence dans ses états financiers consolidés. La présentation des actifs et des passifs ainsi que des produits et des
charges ne signifie pas qu’Énergie Brookfield dispose d’un quelconque droit sur ces éléments, et le retrait des montants
attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle de ses états financiers ne porte pas atteinte aux droits de notre
société sur ces éléments ni n’annule son exposition à ceux-ci. Énergie Brookfield présente donc ses résultats répartis en fonction de ces secteurs et les informations sectorielles
correspondantes des périodes antérieures sont aussi présentées de façon cohérente. Les méthodes comptables utilisées pour les secteurs à présenter sont les mêmes que celles décrites à la note 1, « Mode de
présentation et principales méthodes comptables ». Énergie Brookfield analyse le rendement de ses secteurs opérationnels
en fonction des fonds provenant des activités. Les fonds provenant des activités ne sont pas une mesure comptable
généralement reconnue selon les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une définition différente des fonds provenant des
activités utilisés par d’autres entités, ainsi que de la définition des fonds provenant des activités utilisée par l’Association
des biens immobiliers du Canada (« REALPAC ») et la National Association of Real Estate Investment Trusts, Inc.
(« NAREIT »). Énergie Brookfield se sert des fonds provenant des activités pour évaluer son rendement avant l’incidence de certains
éléments ayant un effet de trésorerie (p. ex., les coûts d’acquisition et d’autres éléments généralement ponctuels) et de
certains éléments sans effet de trésorerie (p. ex., l’impôt différé, la charge d’amortissement, la composante sans effet de
trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle, le profit latent ou la perte latente sur les instruments financiers, les
résultats sans effet de trésorerie découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence et
d’autres éléments sans effet de trésorerie), ces éléments n’étant pas représentatifs du rendement des activités sous-jacentes.
Énergie Brookfield tient compte des profits et des pertes réalisés à la cession d’actifs que nous avons développés ou que
nous ne prévoyons pas détenir à long terme dans le calcul des fonds provenant des activités afin de fournir des
informations supplémentaires à l’égard du rendement cumulatif réalisé sur les placements, y compris tout ajustement de la
juste valeur latente qui a été comptabilisé dans les capitaux propres, mais qui n’est pas reflété dans le résultat net de la
période considérée.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 31 mars 2022 :
	Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
		participations							Hydroélectricité		Énergie éolienne
		comptabilisées
			selon la	Attribuable aux					Production
		méthode de la		participations					décentralisée,
			mise en	ne donnant pas		Selon		Énergie	accumulation		Siège		Amérique	Amérique
		équivalence		le contrôle		les IFRS1		solaire		et divers	social	Total	(EN MILLIONS)								du Nord	Brésil						Colombie	du Nord	Europe												Brésil	Asie
Produits ........................................							216 $										48 $	73 $					86 $	51 $									6 $		9 $	81 $	79 $		— $	649 $	(49) $	536 $ 1 136 $
Autres produits ............................							1											18		—						—	4											—		—		36		14		5		78		(12)		5		71
Coûts d’exploitation directs .......							(88)											(13)		(20)						(26)	(9)											(2)		(2)		(27)		(33)		(8)		(228)		21		(143)		(350)
Quote-part des produits, autres
produits et coûts d’exploitation
directs découlant des
participations comptabilisées
selon la méthode de la mise
en équivalence																			..........................	—						—	—							—		—																	—		—		—	—	—	—	40	2	42
																			.	129					53	53					60	46																4	7	90	60		(3)	499	—	400

Coûts de service de gestion ........							—											—		—						—	—											—		—		—		—		(76)		(76)		—		—		(76)
Charge d’intérêts .........................							(44)											(5)		(10)						(16)	(4)											(1)		(3)		(26)		(11)		(20)		(140)		6		(132)		(266)
Impôt exigible .............................							(1)											(3)		(8)						—	(1)											—		—		—		(2)		—		(15)		3		(30)		(42)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées ....................							—											—		—						—	—											—		—		—		—		(11)		(11)		—		—		(11)
Actions privilégiées .................							—											—		—						—	—											—		—		—		—		(7)		(7)		—		—		(7)
Billets subordonnés
perpétuels ...............................							—											—		—						—	—											—		—		—		—		(7)		(7)		—		—		(7)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................							—											—		—						—	—											—		—		—		—		—		—		(9)		(2)		(11)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................							—											—		—						—	—											—		—		—		—		—		—		—		(236)		(236)
Fonds provenant des activités ....							84											45		35						44	41											3		4		64		47		(124)		243		—		—
Charge d’amortissement .............																																													(246)		9		(164)		(401)
Profit (perte) de change et sur
les instruments financiers .........																																													(24)		1		(14)		(37)
Charge d’impôt différé ...............																																													30		—		(4)		26
Divers ..........................................																																													(81)		2		32		(47)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................																																													—		(12)		—		(12)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................																																													—		—		150		150
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ......................																																									(78) $	— $		— $	(78) $
1)		La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 19 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part des
produits, autres produits et coûts d’exploitation directs, Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 86 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des
participations ne donnant pas le contrôle et Perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)		Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions
échangeables de BEPC et aux parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux
capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées, aux actions privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels.
Brookfield Renewable Partners L.P.															Rapport intermédiaire	31 mars 2022
					Page 70

Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 31 mars 2021 :
	Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
		participations							Hydroélectricité		Énergie éolienne
		comptabilisées
			selon la	Attribuable aux					Production
		méthode de la		participations					décentralisée,
			mise en	ne donnant pas		Selon		Énergie	accumulation		Siège		Amérique	Amérique
		équivalence		le contrôle		les IFRS1		solaire		et divers	social	Total	(EN MILLIONS)							du Nord	Brésil					Colombie	du Nord	Europe												Brésil	Asie
Produits ........................................							205 $									52 $	55 $			122 $	43 $										7 $	7 $	77 $	70 $	— $	638 $	(39) $	421 $ 1 020 $
Autres produits ............................							5										8	—				1		42											—				—	6		3	9		74		(2)		(45)		27
Coûts d’exploitation directs .......							(69)										(12)	(20)				(42)		(18)											(3)				(1)	(24)		(27)	(7)		(223)		21		(189)		(391)
Quote-part des produits, autres
produits et coûts d’exploitation
directs découlant des
participations comptabilisées
selon la méthode de la mise
en équivalence																		..........................	—				—		—							—		—														—				—	—	—	—	—	20	10	30
																		.	141			48	35						81	67													4	6	59	46		2	489	—	197

Coûts de service de gestion ........							—										—	—				—		—											—				—	—		—	(81)		(81)		—		—		(81)
Charge d’intérêts .........................							(36)										(7)	(6)				(19)		(6)											(2)				(2)	(29)		(13)	(19)		(139)		6		(100)		(233)
Impôt exigible .............................							(1)										(2)	(2)				—		(1)											—				—	—		—	—		(6)		—		(10)		(16)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées ....................							—										—	—				—		—											—				—	—		—	(14)		(14)		—		—		(14)
Actions privilégiées .................							—										—	—				—		—											—				—	—		—	(7)		(7)		—		—		(7)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................							—										—	—				—		—											—				—	—		—	—		—		(6)		(4)		(10)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................							—										—	—				—		—											—				—	—		—	—		—		—		(83)		(83)
Fonds provenant des activités ....							104										39	27				62		60											2				4	30		33	(119)		242		—		—
Charge d’amortissement .............																																											(237)		13		(144)		(368)
Profit (perte) de change et sur
les instruments financiers .........																																											—		—		48		48
Charge d’impôt différé ...............																																											35		—		(2)		33
Divers ..........................................																																											(173)		2		72		(99)
Quote-part des résultats
découlant des participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ................................																																											—		(15)		—		(15)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant pas
le contrôle ..................................																																											—		—		26		26
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ......................																																						(133) $	— $	— $	(133) $
1)		La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 5 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part des
produits, autres produits et coûts d’exploitation directs, Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 57 millions $ est composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des
participations ne donnant pas le contrôle et Perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)		Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable aux parts de société en commandite, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions
échangeables de BEPC et à la participation de commandité. 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.															Rapport intermédiaire	31 mars 2022
					Page 71

Le tableau qui suit présente de l’information relative aux états de la situation financière 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 états de la
situation financière consolidés, en regroupant les éléments comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant
compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle :
	Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
		participations							Hydroélectricité		Énergie éolienne
		comptabilisées
			selon la	Attribuable aux						Production
		méthode de la		participations					décentralisée,
			mise en	ne donnant pas		Selon			accumulation			Siège		Amérique	Amérique
		équivalence			le contrôle	les IFRS		Énergie solaire		et divers		social	Total	(EN MILLIONS)												du Nord		Brésil						Colombie	du Nord								Europe																		Brésil	Asie

Au 31 mars 2022
Trésorerie et équivalents de
trésorerie .............................															45 $						1 $	47 $							36 $	80 $														3 $	11 $	111 $	38 $		23 $	395 $	(29) $	368 $		734 $
Immobilisations corporelles ..														15 185	1 936						2 150	3 266		650												336		273	3 560	2 202			—	29 558	(1 174)			22 783	51 167
Total de l’actif ........................														16 461	2 153						2 433	3 667		858												352		354	4 101	2 566			57	33 002		(597)		25 976	58 381
Total des emprunts.................														4 139		307						569	1 662		439												77		190	2 753	1 000		2 299		13 435		(372)		9 137	22 200
Autres passifs .........................														4 517						96	693	774		216												18		45		762		234	461		7 816		(225)		4 132	11 723
Pour le trimestre clos le
31 mars 2022
Ajouts d’immobilisations
corporelles ......................							17									8	1						5		1												8		—		54		7		—		101		(1)		315	415
Au 31 décembre 2021
Trésorerie et équivalents de
trésorerie .............................															41 $							4 $			16 $							30 $	46 $															5 $	6 $	104 $	43 $	245 $	540 $	(28) $		252 $		764 $
Immobilisations corporelles ..														15 188	1 680						2 032	3 286		676												277		266	3 355	2 183			—	28 943	(1 111)			21 600	49 432
Total de l’actif ........................														16 322	1 833						2 277	3 665		842												292		342	3 746	2 500		292		32 111		(518)		24 274	55 867
Total des emprunts.................														4 126		261							526	1 628		474												74		195	2 736		996	2 156		13 172		(351)		8 708	21 529
Autres passifs .........................														4 499						91		644								771	218																8		52		435	227	303		7 248		(167)		3 261	10 342
Pour le trimestre clos le
31 mars 2021
Ajouts d’immobilisations
corporelles ......................							26									15		29							23		62												—		—		21		15		1		192		(1)	100		291



Brookfield Renewable Partners L.P.																		Rapport intermédiaire	31 mars 2022
					Page 72

Informations géographiques Le tableau suivant présente les produits consolidés par secteur à présenter pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

		2022			2021
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité
Amérique du Nord ..........................................................................................................	285 $		271 $
Brésil .............................................................................................................................		47		56
Colombie ........................................................................................................................	305		227
	637		554
Énergie éolienne
Amérique du Nord ..........................................................................................................	164		178
Europe ............................................................................................................................		77		68
Brésil .............................................................................................................................		17		17
Asie................................................................................................................................		38		29
	296		292
Énergie solaire ..................................................................................................................					142			123
Production décentralisée, accumulation et divers.............................................................		61		51
Total ..................................................................................................................................	1 136 $		1 020 $
Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence consolidées par secteur géographique :
				31 mars 2022 31 décembre 2021
(EN MILLIONS)
États-Unis ......................................................................................................	25 395 $		24 596 $
Colombie .......................................................................................................	9 006		8 497
Canada ..........................................................................................................	7 674		7 651
Brésil.............................................................................................................	4 508		3 860
Europe ...........................................................................................................	4 135		4 440
Asie ...............................................................................................................	1 572		1 495
Autres............................................................................................................	22		—
						52 312 $			50 539 $

6. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à 33 % (24 % en
2021). Le taux d’imposition effectif est différent du taux prévu par la loi en raison principalement des écarts entre les taux
et du bénéfice ou de la perte non imposable des participations ne donnant pas le contrôle.

Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
			Page 73

7. IMMOBILISATIONS CORPORELLES Le tableau suivant présente le rapprochement des immobilisations corporelles à la juste valeur :
		Hydro-	Énergie	Énergie
	Notes	électricité	éolienne	solaire	Divers1	Total
(EN MILLIONS)
Immobilisations corporelles à la juste valeur
Au 31 décembre 2021 .......................................									31 513 $	9 115 $		7 389 $		188 $				48 205 $
Ajouts, montant net ...........................................								(2)	(32)		—		—				(34)
Transfert des immobilisations en cours .............								4	91						5	—			100
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises ..................................................	2	—	—		21		—							21
Transferts vers les actifs détenus en vue de la
vente .............................................................	3	(97)	—		—		—							(97)
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Variation de la juste valeur .............................								(2)	—		—		—				(2)
Écart de conversion ........................................		911	106		(37)		17							997
Éléments comptabilisés par le biais du
résultat net :
Charge d’amortissement ................................								(156)	(149)		(88)		(8)				(401)
Au 31 mars 2022 ..............................................									32 171 $	9 131 $	7 290 $	197 $	48 789 $

Immobilisations en cours ................................
Au 31 décembre 2021 .......................................								278	295	649	5	1 227
Ajouts, montant net ...........................................								30	170	247	2	449
Transferts dans les immobilisations corporelles								(4)	(91)	(5)	—	(100)
Acquisitions par voie de regroupements
d’entreprises ..................................................	2	—	—	692	—	692
Éléments comptabilisés par le biais des autres
éléments du résultat global :
Écart de conversion ...........................................		18							9	83	—	110
Au 31 mars 2022 ..............................................									322 $	383 $	1 666 $	7 $	2 378 $
Total des immobilisations corporelles à la
juste valeur ..................................................
Au 31 décembre 20212 ......................................									31 791 $	9 410 $	8 038 $	193 $	49 432 $
Au 31 mars 20222 .............................................									32 493 $	9 514 $	8 956 $	204 $	51 167 $
1)		Comprend la biomasse et la cogénération.
2)		Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation non assujettis à la réévaluation de 69 millions $ (69 millions $ en 2021) du secteur
hydroélectricité, de 172 millions $ (174 millions $ en 2021) du secteur énergie éolienne, de 185 millions $ (186 millions $ en 2021) du
secteur énergie solaire et de 2 millions $ (2 millions $ en 2021) du secteur divers.
Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un
portefeuille éolien en développement au Brésil d’une puissance totale de 248 MW. La participation est comptabilisée à
titre d’acquisition d’actifs, car elle ne représente pas un regroupement d’entreprises selon IFRS 3, et comprend des
immobilisations corporelles totalisant 11 millions $ qui sont comptabilisées dans les états consolidés de la situation
financière à la date d’acquisition. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 25 %. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’un
portefeuille éolien en exploitation en Chine d’une puissance totale de 10 MW. La participation est comptabilisée à titre
d’acquisition d’actifs, car elle ne représente pas un regroupement d’entreprises selon IFRS 3, et comprend des
immobilisations corporelles totalisant 17 millions $ qui sont comptabilisées dans les états consolidés de la situation
financière à la date d’acquisition. La participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 25 %.
Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire				31 mars 2022
						Page 74

8. EMPRUNTS Emprunts de la société mère Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux :
	31 mars 2022		31 décembre 2021
						Moyenne pondérée
				Moyenne pondérée
				Taux				Juste	Taux	Juste
(EN MILLIONS, SAUF				d’intérêt	Durée						Valeur	valeur	d’intérêt	Durée					Valeur	valeur
INDICATION CONTRAIRE)				(%)	(en années)						comptable	estimée				(%)	(en années)					comptable	estimée

Facilités de crédit..........				s. o.	4						— $	— $	s. o.		5	— $		— $

Papier commercial ........				0,8	<1						120	120	s. o.	s. o.					—					—
Bil ets à moyen terme :

Série 4 (150 $ CA) .......				5,8	15						119	140	5,8	15					118	154

Série 9 (400 $ CA) .......				3,8	3						320	322	3,8		3	317	334
Série 10 (500 $ CA) .....				3,6	5						400	398	3,6		5	396	421

Série 11 (475 $ CA) .....				4,3	7						380	388	4,3		7	376	419

Série 12 (475 $ CA) .....				3,4	8						380	365	3,4		8	376	399
Série 13 (300 $ CA) .....				4,3	28						240	238	4,3	28					237	275

Série 14 (425 $ CA) ....				3,3	28						340	284	3,3	29					336	332

				3,9	12 2 179				2 135				3,9	13 2 156 2 334
Total des emprunts de la société mère .................							2 299 2 255 $								2 156 2 334 $
Ajouter : primes non amorties1 ...........................								3										3
Déduire : coûts de financement non amortis1 ......								(10)										(10)
Déduire : tranche courante .................................							(120)										—
														2 172 $							2 149 $
1)		Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
Facilités de crédit Au 31 mars 2022, le papier commercial en circulation d’Énergie Brookfield totalisait 120 millions $ (néant en 2021). Au premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a relevé le plafond de son programme de papier commercial de
500 millions $, pour le porter à 1 milliard $. 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. Se reporter à la note 18, « Engagements, éventualités et
garanties », pour des informations sur les lettres de crédit émises par des filiales. Le tableau suivant résume la tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère aux :
			31 mars			31 décembre

(EN MILLIONS)										2022	2021
Facilités de crédit de la société mère et des parties liées autorisées1 ......................................										2 375 $	2 375 $
Emprunts effectués aux termes des facilités de crédit de la société mère1, 2										(6)		(24)
Facilité de lettres de crédit autorisée ....................................................................................										400		400
Let res de crédit émises .......................................................................................................										(288)		(289)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ...............................................										2 481 $	2 462 $
1)		Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.
2)		Se rapportent à des lettres de crédit émises aux termes des facilités de crédit de la société mère d’Énergie Brookfield totalisant
1 975 millions $.
Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
						Page 75

Billets à moyen terme Les emprunts de la société mère sont des obligations contractées par une filiale de financement d’Énergie Brookfield, soit
Brookfield Renewable Partners ULC (« Finco ») (se reporter à la note 20, « Filiales faisant appel public à l’épargne »).
Finco peut rembourser de temps à autre une partie ou la totalité des emprunts, conformément aux modalités de l’acte de
fiducie. Le solde est exigible à l’échéance et les intérêts sur les emprunts de la société mère sont payés semestriellement.
Les billets à terme à payer par Finco sont garantis sans condition par Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Energy
L.P. (« BRELP ») et certaines autres filiales. Emprunts sans recours Les emprunts sans recours sont habituellement des emprunts sans recours, à long terme, et grevant des actifs précis,
libellés dans la monnaie locale de la filiale. Les emprunts sans recours en Amérique du Nord et en Europe consistent en
des dettes à taux fixe et à taux variable indexées sur le taux interbancaire offert à Londres (le « TIOL »), le taux
interbancaire offert en euros (le « taux EURIBOR ») et le taux offert en dollars canadiens (le « taux CDOR »). Énergie
Brookfield a recours à des swaps de taux d’intérêt en Amérique du Nord et en Europe pour réduire au minimum son
exposition aux taux d’intérêt variables. Les emprunts sans recours au Brésil sont assortis de taux d’intérêt variables selon
la Taxa de Juros de Longo Prazo (« TJLP »), soit le taux d’intérêt à long terme de la Banque nationale de développement
économique du Brésil, ou le taux du certificat de dépôt interbancaire, majoré d’une marge. Les emprunts sans recours en
Colombie sont composés de taux fixes et de taux variables indexés sur l’Indicador Bancario de Referencia (« IBR »), soit
le taux d’intérêt à court terme de Banco Central de Colombia, et sur l’indice des prix à la consommation (« IPC ») de la
Colombie, soit le taux d’inflation stipulé par la Colombie, majorés d’une marge. Les emprunts sans recours en Inde
constituent des dettes à taux fixe et à taux variable indexés sur le taux préférentiel du prêteur (coût marginal du taux
d’emprunt). Les emprunts sans recours en Chine sont assortis de taux d’intérêt variables de la Banque populaire de
Chine (« BPC »). Depuis le 1er janvier 2022, le taux Sterling Overnight Index Average (« SONIA ») a remplacé le TIOL en livres sterling et
le taux en euros à court terme (« €STR ») a remplacé le TIOL en euros. Il est également prévu que le taux Secured
Overnight Financing Rate (« SOFR ») remplacera le TIOL en dollars américains d’ici le 30 juin 2023. Au 31 mars 2022,
ces réformes n’avaient eu aucune incidence sur les emprunts assortis de taux d’intérêt variables contractés par Énergie
Brookfield. Le tableau suivant présente les composantes des emprunts sans recours aux :

	31 mars 2022		31 décembre 2021

				Moyenne pondérée	Moyenne pondérée
				Taux		Durée	Juste	Taux
				d’intérêt			(en	Valeur			valeur	d’intérêt	Durée		Valeur	Juste valeur
(EN MILLIONS, SAUF				(%)			années)4		comptable			estimée		(%)			(en années)	comptable	estimée
INDICATION CONTRAIRE)

Emprunts sans recours1
Hydroélectricité2 ............				5,5			11	8 792 $			8 740 $	4,9	11		8 541 $	9 008 $
Énergie éolienne............				4,4			8	4 818			4 868	4,4	8		4 767	5 059
Énergie solaire ...............				4,5			12	4 483			4 705	4,1	13		4 303	4 561
Production
décentralisée,
accumulation et divers .				3,2			8	1 792			1 782	3,2	8		1 741	1 807
Total.................................				4,8			10 19 885 $ 20 095 $	4,5	10 19 352 $ 20 435 $

Ajouter : primes non amorties3 ...........................	151											160

Déduire : coûts de financement non amortis3 ......	(128)												(132)
	(2 562)
Déduire : tranche courante .................................													(1 818)
							17 346 $
										17 562 $
1)		Comprend un montant de 37 millions $ (30 millions $ en 2021) emprunté aux termes d’une facilité de crédit-relais d’un fonds privé soutenu
par Brookfield.
2)		Comprend un montant de 73 millions $ (51 millions $ en 2021) à rembourser à une entreprise associée de Brookfield. Se reporter à la
note 19, « Transactions entre parties liées », pour de plus amples renseignements.
3)		Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
4)		Compte non tenu des financements temporaires, la durée moyenne pondérée totale est de 11 ans.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire				31 mars 2022
					Page 76

Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 milliards COP (53 millions $)
en Colombie. L’emprunt porte intérêt à un taux fixe de 8,66 % et vient à échéance en 2032. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un financement de 356 milliards COP (95 millions $)
en Colombie. L’obligation, émise en deux tranches, porte intérêt au taux variable applicable, majoré d’une marge moyenne
de 4,39 %, et vient à échéance en 2029 et 2037. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 milliards COP (53 millions $)
en Colombie. L’emprunt porte intérêt au taux de base variable applicable, majoré d’une marge de 3,25 %, et vient à
échéance en 2032. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un financement de 150 millions R$ (29 millions $)
visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt au taux variable applicable, majoré
d’une marge de 5,04 %, et vient à échéance en février 2045. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un financement de 835 millions CNY (132 millions $)
visant un portefeuille éolien en Chine. L’emprunt, effectué en deux tranches, porte intérêt au taux fixe de 4,9 % et vient à
échéance en 2037. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a augmenté sa facilité de crédit renouvelable visant le
portefeuille de production décentralisée aux États-Unis de 50 millions $, pour la porter à 150 millions $, et a convenu de
modifier son échéance à mars 2025. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 170 millions $ relatif à
l’acquisition d’un portefeuille hydroélectrique aux États-Unis. L’emprunt, effectué en deux tranches, porte intérêt au taux
fixe moyen de 3,62 % et vient à échéance en 2032. Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 35 millions $ visant un
portefeuille hydroélectrique aux États-Unis. Une tranche de l’emprunt porte intérêt au taux fixe de 4,98 % et l’autre
tranche porte intérêt au taux applicable, majoré de 3,25 %, et vient à échéance en 2026.
9. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE Les participations ne donnant pas le contrôle d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux :
	31 mars	31 décembre

(EN MILLIONS)	2022		2021
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation .................................................................................................................				12 708 $		12 303 $

Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield ...	60		59
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société

de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ...........................	2 923		2 894

Actions échangeables de BEPC ............................................................................................	2 588		2 562

Actions privilégiées .............................................................................................................	619		613

Bil ets subordonnés perpétuels .............................................................................................	592		592
				19 490 $		19 023 $

Brookfield Renewable Partners L.P.				Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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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
															pas le
	Brookfield									Portefeuille				contrôle dans
	Americas	Brookfield			Brookfield	Brookfield		Brookfield		hydro-			Investisseurs	Isagen –
	Infrastructure		Infrastructure			Infrastructure			Infrastructure			Global		électrique	The Catalyst			institutionnels		actionnaires
(EN MILLIONS)	Fund		Fund II		Fund III		Fund IV	Transition Fund		au Canada		Group	d’Isagen		publics	Divers		Total
Au 31 décembre 2021 ..........................		685 $		2 253 $		3 618 $		1 410 $		— $		974 $	132 $							2 442 $	13 $		776 $ 12 303 $
Résultat net ...........................................		3		(31)			47	(3)		(10)		5	5		64	—		6		86
Autres éléments du résultat global ......		1		42		155		45		(2)		10	—							159	1		(39)	372
Apports en capital ................................		—		—			—	25		78		—	—		—	—		3		106
Distributions .........................................	(10)		(24)		(70)		—		—		(8)	(1)							(45)	—		(11)	(169)
Divers....................................................		(1)		1			13	3		3		5	—		(5)	—		(9)		10
Au 31 mars 2022 ..................................		678 $		2 241 $		3 763 $		1 480 $		69 $		986 $	136 $							2 615 $	14 $		726 $ 12 708 $
Participations détenues par des tiers ...	75 % - 78 %	43 % - 60 %		23 % - 71 %			75 %		74 %		50 %		25 %			53 %	0,3 % 0,3 % - 50 %

Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire									31 mars 2022
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Participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield, participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables
détenues par Brookfield et actions échangeables de catégorie A de BEPC de Brookfield Renewable Corporation détenues
par des actionnaires publics et Brookfield Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, a le droit de recevoir les
distributions régulières, en plus d’une distribution incitative fondée sur le montant par lequel les distributions trimestrielles
dépassent les niveaux cibles. Au 31 mars 2022, dans la mesure où les distributions des parts de société en commandite
dépassaient les niveaux cibles trimestriels de 0,20 $ par part de société en commandite, la distribution incitative
s’établissait à 15 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Si les distributions trimestrielles des parts de société
en commandite dépassent les niveaux cibles trimestriels de 0,2253 $ par part de société en commandite, la distribution
incitative équivaut alors à 25 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Des distributions incitatives de
24 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre clos le 31 mars (20 millions $ en 2021). Les capitaux propres consolidés comprennent les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions
échangeables de BEPC et la participation de commandité. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et
la participation de commandité sont détenues entièrement par Brookfield, tandis que les actions échangeables de BEPC
sont détenues à 26 % par Brookfield et le reste par les actionnaires publics. Les parts de société en commandite
rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC donnent au porteur le droit, à son gré, de racheter
respectivement ces parts ou actions pour une contrepartie en trésorerie. Puisque ce droit de rachat est assujetti au droit de
premier refus d’Énergie Brookfield et qu’Énergie Brookfield peut, à son gré, régler la demande de rachat en contrepartie
de parts de société en commandite qu’elle détient, à raison de une pour une, les parts de société en commandite
rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC sont classées à titre de capitaux propres selon IAS 32,
Instruments financiers : Présentation. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de
commandité sont présentées à titre de participations ne donnant pas le contrôle puisqu’elles sont liées à une participation
dans une filiale qui n’est pas attribuable, directement ou indirectement, à Énergie Brookfield. Pour le trimestre clos le
31 mars 2022, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 341 actions échangeables de BEPC
(3 609 actions pour la période correspondante de 2021) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite
d’une valeur de moins de 1 million $ (moins de 1 million $ en 2021). Aucune part de société en commandite
rachetable/échangeable n’a été rachetée. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables émises par BRELP et les actions échangeables de BEPC
émises par BEPC comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards des parts de société en commandite
émises par Énergie Brookfield, sauf en ce qui concerne le droit de rachat décrit précédemment. Les parts de société en
commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité, compte non
tenu des distributions incitatives, donnent droit au résultat net et aux distributions par part équivalant à la participation par
part des parts de société en commandite d’Énergie Brookfield. Au 31 mars 2022, 194 487 939 parts de société en commandite rachetables/échangeables (194 487 939 parts de société en
commandite rachetables/échangeables au 31 décembre 2021), 172 227 065 actions échangeables de BEPC
(172 203 342 actions échangeables de BEPC au 31 décembre 2021) et 3 977 260 parts de commandité (3 977 260 parts de
commandité au 31 décembre 2021) étaient en circulation. En décembre 2021, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant
ses parts de société en commandite et a conclu une offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses
actions échangeables de BEPC en circulation. Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à concurrence de 13 750 520 parts
de société en commandite et 8 610 184 actions échangeables de BEPC, soit 5 % de ses parts de société en commandite et
actions échangeables de BEPC émises et en circulation. Les offres viendront à échéance le 15 décembre 2022, ou plus tôt
si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en commandite ni action
échangeable de BEPC n’a été rachetée au cours des trimestres clos les 31 mars 2022 et 2021.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022	2021
(EN MILLIONS)
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
détenue par Brookfield .........................................................................................................			1 $	1 $
Distribution incitative .............................................................................................................			24	20
			25		21
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ..................................			63		59
Actions échangeables de BEPC détenues par ...........................................................................
Brookfield ..........................................................................................................................			15		12
Porteurs d’actions externes ..................................................................................................			40		40
Total des actions échangeables de BEPC..................................................................................			55		52
			143 $	132 $

Actions privilégiées Les actions privilégiées d’Énergie Brookfield comprennent les actions privilégiées de catégorie A d’Actions privilégiées
Énergie renouvelable Brookfield Inc. (« Actions privilégiées ERB ») suivantes :
						Taux de			Distributions déclarées
					rendement				pour les trimestres clos

						des		Date de		les 31 mars		Valeur comptable aux
					dividendes			rachat
				Actions en	cumulatifs			la plus	31 mars		31 décembre
				circulation		(%)	rapprochée	(EN MILLIONS, SAUF									2022	2021	2022	2021
INDICATION CONTRAIRE)
Série 1 (136 $ CA) ....					6,85	3,1 Avril 2025				1 $	1 $		136 $	135 $
Série 2 (113 $ CA)1 ...					3,11	2,8 Avril 2025				1	1	63				62
Série 3 (249 $ CA) ....					9,96	4,4 Juillet 2024				2	2	198				197
Série 5 (103 $ CA) ....					4,11	5,0 Avril 2018				1	1	82				81
Série 6 (175 $ CA) ....					7,00	5,0 Juillet 2018				2	2	140				138
				31,03							7 $	7 $		619 $	613 $
1)		Le taux de dividende correspond à la distribution annualisée fondée sur le taux variable trimestriel le plus récent.
Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les distributions versées se sont établies à 7 millions $ (7 millions $ en 2021). 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 mars 2022, aucune des actions privilégiées de catégorie A, séries 5 et 6, n’avait été rachetée par Actions
privilégiées ERB. Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Actions privilégiées ERB lui signifiant son intention de
renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses actions privilégiées de catégorie A en
circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2022 ou plus tôt si les rachats sont terminés avant cette
date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités, le rachat est permis jusqu’à 10 %
du flottant total de chacune des séries d’actions privilégiées de catégorie A. Les actionnaires peuvent obtenir sans frais une
copie de l’avis d’intention en communiquant avec Énergie Brookfield. Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, aucune
action privilégiée de catégorie A n’a été rachetée dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités.
Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Billets subordonnés perpétuels En avril et en décembre 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield,
a émis des billets subordonnés perpétuels d’une valeur respective de 350 millions $ et de 260 millions $ à un taux fixe de
respectivement 4,625 % et 4,875 %. La charge d’intérêts de 7 millions $ (néant en 2021) engagée sur les billets subordonnés perpétuels au cours du trimestre
clos le 31 mars 2022 est présentée à titre de distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. La
valeur comptable des billets subordonnés perpétuels, déduction faite des coûts de transaction, était de 592 millions $ au
31 mars 2022 (592 millions $ en 2021). Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les distributions versées aux porteurs de parts ont totalisé 4 millions $ (néant
en 2021).
10. 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			Distributions déclarées
		rendement				pour les trimestres clos

			des		Date de		les 31 mars		Valeur comptable aux
		dividendes			rachat
	Actions en	cumulatifs			la plus				31 mars		31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF							2022				2021
	circulation		(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)									2022		2021
Série 5 (72 $ CA) .......		—	5,59 Avril 2018				— $	1 $		— $			49 $
Série 7 (175 $ CA) .....		7,00	5,50 Janvier 2026				2				2	128			128
Série 9 (200 $ CA)1 ....		—	5,75 Juillet 2021				—				2	—			—
Série 11 (250 $ CA) ...	10,00		5,00 Avril 2022				2				2	187			187
Série 13 (250 $ CA) ...	10,00		5,00 Avril 2023				2				2	196			196
Série 15 (175 $ CA) ...		7,00	5,75 Avril 2024				2				2	126			126
Série 17 (200 $) .........		8,00	5,25 Mars 2025				3				3	195			195
	42,00						11 $	14 $		832 $			881 $
1)		Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en commandite privilégiées
de série 9 en circulation.
Au cours du premier trimestre de 2022, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en
commandite privilégiées de série 5 en circulation en contrepartie de 73 millions $ CA, soit 25,25 $ CA par part de société
en commandite privilégiée. Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les distributions versées aux porteurs de parts ont totalisé 11 millions $
(14 millions $ en 2021). Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a émis 6 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de
catégorie A, série 18 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 18 ») au prix de 25 $ CA chacune, pour un
produit brut de 150 millions $ CA. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 18 ont le droit de
recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,5 %. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a racheté toutes les parts de société en commandite privilégiées de
série 11 en circulation en contrepartie de 250 millions $ CA, soit 25 $ CA par part de société en commandite. Parts de société en commandite privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Énergie Brookfield lui signifiant son intention de
renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite
privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2022, ou plus tôt si les
rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités,
Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries de parts privilégiées de catégorie A.
Les porteurs de parts peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis en communiquant avec Énergie Brookfield. Aucune
action n’a été rachetée au cours du trimestre clos le 31 mars 2022.
Brookfield Renewable Partners L.P.				Rapport intermédiaire							31 mars 2022
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11. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES Capitaux propres des commanditaires Au 31 mars 2022, un total de 275 156 471 parts de société en commandite étaient en circulation (275 084 265 parts de
société en commandite au 31 décembre 2021), dont 68 749 416 étaient détenues par Brookfield (68 749 416 parts de
société en commandite au 31 décembre 2021). Brookfield détient toutes les participations de commandité dans Énergie
Brookfield, ce qui représente une participation de 0,01 %. Au cours du trimestre clos le 31 mars 2022, 68 865 parts de société en commandite (41 810 parts de société en
commandite en 2021) ont été émises dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour un coût total de
3 millions $ (2 millions $ en 2021). Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 341 actions
échangeables (3 609 actions en 2021) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de
moins de 1 million $ (moins de 1 million $ en 2021). Au 31 mars 2022, la participation directe et indirecte de Brookfield Asset Management, soit 308 051 190 parts de société
en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC, représentait
environ 48 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral. La participation restante, soit environ 52 %, est
détenue par des investisseurs publics. Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détenait au 31 mars 2022 une participation directe de société en
commandite de 25 % dans Énergie Brookfield, une participation directe de 41 % dans BRELP découlant de la détention de
parts de société en commandite rachetables/échangeables, une participation directe de commandité de 1 % dans BRELP et
une participation directe de 26 % dans les actions échangeables de BEPC. En décembre 2021, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant
ses parts de société en commandite. Énergie Brookfield est autorisée à racheter jusqu’à 13 750 520 parts de société en
commandite, soit 5 % de ses parts de société en commandite émises et en circulation. L’offre viendra à échéance le
15 décembre 2022, ou plus tôt si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en
commandite n’a été rachetée au cours du trimestre clos le 31 mars 2022. Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars

	2022	2021
(EN MILLIONS)
Brookfield ...............................................................................................................................			23 $	21 $
Porteurs de parts de société en commandite externes .................................................................			68		63
			91 $	84 $
En février 2022, les distributions aux porteurs de parts sont passées à 1,28 $ par part de société en commandite sur une
base annualisée, soit une hausse de 5 % par part de société en commandite, qui prend effet pour la distribution versée en
mars 2022. Pour le trimestre clos le 31 mars 2022, les distributions versées ont totalisé 89 millions $ (84 millions $ en 2021).
12. GOODWILL Le tableau suivant présente un rapprochement du goodwill :
			Note		Total
(EN MILLIONS)
Solde au 31 décembre 2021					.......................................................................................		966
Acquis dans le cadre d’une acquisition						........................................................................... 3	264
Écart de conversion							.................................................................................................	36
Solde au 31 mars 2022					.............................................................................................		1 266 $

Brookfield Renewable Partners L.P.								Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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13. PARTICIPATIONS COMPTABILISÉES SELON LA MÉTHODE DE LA MISE EN
ÉQUIVALENCE Le tableau suivant présente les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence d’Énergie
Brookfield pour le trimestre clos le 31 mars 2022 :
	31 mars
	2022
(EN MILLIONS)
Solde au début de l’exercice ...........................................................................................................................	1 107 $
Participation ..................................................................................................................................................		20
Quote-part du résultat net ...............................................................................................................................		19
Quote-part des autres éléments du résultat global ............................................................................................		22
Dividendes reçus ...........................................................................................................................................	(19)
Écart de conversion et autres ..........................................................................................................................		(4)
Solde à la fin de l’exercice .............................................................................................................................	1 145 $
14. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux :
			31 mars	31 décembre
			2022	2021
(EN MILLIONS)
				................................................................................................
Trésorerie			577 $	759 $
					...................................................................................
Dépôts à court terme			157		5
				734 $	764 $
15. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield se présentent comme suit aux :
			31 mars	31 décembre
			2022	2021
(EN MILLIONS)
Activités				................................................................................................	152 $				167 $
Obligations liées au crédit					............................................................................	140	95
Dépenses d’investissement et projets de développement							..........................................	44	50
Total	.....................................................................................................			336	312
Moins : tranche non courante									.........................................................................	(61)	(51)
Tranche courante					......................................................................................	275 $	261 $

Brookfield Renewable Partners L.P.							Rapport intermédiaire	31 mars 2022
	Page 83

16. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield se composaient des éléments suivants aux :
	31 mars	31 décembre
	2022		2021
(EN MILLIONS)
Créances clients .................................................................................................................					640 $	629 $
Dépôts affectés en garantie1 ................................................................................................					539	434
Charges payées d’avance et créances diverses .....................................................................		116		354
Stocks................................................................................................................................					68	31
Impôts à recevoir ...............................................................................................................					19	39
Tranche courante de l’actif sur contrat ................................................................................					59	57
Autres créances à court terme .............................................................................................		192		139
					1 633 $	1 683 $
1)		Les dépôts affectés en garantie sont associés à des contrats d’énergie dérivés qu’Énergie Brookfield conclut en vue de réduire son
exposition aux prix de l’électricité sur les marchés de gros au moment de la vente future de sa production non visée par contrat,
conformément à la stratégie de gestion des risques d’Énergie Brookfield.
Énergie Brookfield reçoit essentiellement des paiements mensuels provenant des produits tirés des conventions d’achat
d’électricité facturés et n’avait pas de créances clients en souffrance à la date de clôture. Les créances aux termes des
contrats conclus avec les clients sont comprises dans les créances clients.
17. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield étaient comme suit aux :
	31 mars	31 décembre
	2022		2021
(EN MILLIONS)
Créditeurs liés aux activités d’exploitation ..........................................................................					259 $	312 $
Dettes fournisseurs .............................................................................................................	165		208
Intérêts à payer sur des emprunts ........................................................................................	122		116
Distributions à verser aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à
verser sur les parts de société en commandite privilégiées, dividendes à payer sur actions
privilégiées, distributions à verser sur billets subordonnés perpétuels et dividendes à
payer sur actions échangeables1 ......................................................................................					56	54
Tranche à court terme des obligations locatives ...................................................................					29	30
Divers................................................................................................................................					92	59
					723 $	779 $
1)		Ne comprend que les montants à payer aux porteurs de parts de société en commandite externes et aux porteurs d’actions échangeables
de BEPC. Les montants à payer à Brookfield sont compris dans les montants à payer à des parties liées.
18. 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, avec des partenaires institutionnels, s’est engagée à investir 153 milliards COP (40 millions $) en vue
d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie solaire en Colombie d’une puissance de 38 MW. La
clôture de la transaction devrait avoir lieu au deuxième trimestre de 2022, sous réserve des conditions de clôture
habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 24 %.

Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a convenu d’acquérir un portefeuille de projets de développement
d’énergie solaire aux États-Unis d’une puissance installée totale d’environ 473 MW, pour une contrepartie totale de
135 millions $ (environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield). La clôture de l’acquisition d’un premier projet sur trois
devrait se conclure en 2022, sous réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield
devrait s’élever à 25 %. Une partie intégrante de la stratégie d’Énergie Brookfield consiste à participer avec des investisseurs institutionnels à des
fonds de capital-investissement privés soutenus par Brookfield qui ciblent des acquisitions correspondant au profil
d’Énergie Brookfield. Dans le cours normal de ses activités, Énergie Brookfield s’est engagée auprès de fonds de capital-
investissement privés soutenus par Brookfield à participer à ces acquisitions cibles dans l’avenir, lorsque celles-ci auront
été identifiées, le cas échéant. De temps à autre, afin de permettre à ce que les activités d’investissement soient réalisées
rapidement et de façon efficace, Énergie Brookfield financera des dépôts ou engagera d’autres coûts et charges (y compris
en recourant à des facilités de crédit afin d’utiliser, de soutenir, de garantir ou d’émettre des lettres de crédit) à l’égard d’un
investissement qui sera par la suite partagé entre des véhicules, des consortiums ou des sociétés de personnes soutenus par
Brookfield (y compris des fonds privés, des coentreprises et des arrangements semblables), Énergie Brookfield et des
co-investisseurs ou effectué en totalité par l’un de ceux-ci. Éventualités Énergie Brookfield et ses filiales font l’objet d’actions en justice, d’arbitrages et de poursuites dans le cours normal de
leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire avec certitude l’issue de ces actions en justice et poursuites, la
direction est d’avis que leur règlement n’aura pas d’incidence importante sur la situation financière consolidée d’Énergie
Brookfield ou sur ses résultats d’exploitation consolidés. Énergie Brookfield, au nom des filiales d’Énergie Brookfield, et les filiales elles-mêmes ont fourni des lettres de crédit qui
comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au
titre du capital, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement. L’activité relative aux lettres de crédit émises
par Énergie Brookfield est décrite à la note 8, « 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, Brookfield
Infrastructure Fund IV et Fonds de transition mondiale de Brookfield. Les filiales d’Énergie Brookfield ont également
fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service
de la dette, à des réserves au titre du capital, et à l’achèvement des travaux de construction et au rendement. Les lettres de crédit émises par Énergie Brookfield, avec des investisseurs institutionnels, et ses filiales se présentaient
comme suit :
	31 mars	31 décembre
	2022		2021
(EN MILLIONS)
Énergie Brookfield, avec des investisseurs institutionnels .....................................................				98 $	98 $
Filiales d’Énergie Brookfield ...............................................................................................	990		950

				1 088 $		1 048 $


Brookfield Renewable Partners L.P.						Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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Garanties Dans le cours normal de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales signent des conventions prévoyant
l’indemnisation et des garanties à l’égard de tiers dans le cadre de transactions, notamment de cessions d’entreprises, de
projets d’investissement, d’acquisitions d’entreprises, ainsi que de vente et d’achat d’actifs et de services. Énergie
Brookfield a également convenu d’indemniser ses administrateurs et certains de ses dirigeants et employés. La nature de la
quasi-totalité des promesses d’indemnisation empêche Énergie Brookfield de faire une estimation raisonnable du montant
maximal qu’elle pourrait être tenue de verser à des tiers, car les conventions ne précisent pas toujours de montant
maximal, et les montants dépendent de l’issue d’éventualités futures, dont la nature et la probabilité ne peuvent être
déterminées à l’heure actuelle. Énergie Brookfield et ses filiales n’ont jamais versé de montant important aux termes de
telles conventions d’indemnisation.
19. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield sont comptabilisées à la valeur d’échange. Les transactions entre
parties liées d’Énergie Brookfield se font principalement avec Brookfield Asset Management. Brookfield Asset Management a consenti une facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée de
400 millions $, qui vient à échéance en décembre 2022, et les montants empruntés portent intérêt au taux de base
applicable, majoré jusqu’à concurrence de 1,8 %. Au cours de la période considérée, aucun montant n’a été emprunté sur
la facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée consentie par Brookfield Asset Management.
Brookfield Asset Management peut, de temps à autre, placer des fonds en dépôt auprès d’Énergie Brookfield qui sont
remboursables sur demande, y compris les intérêts courus. Au 31 mars 2022, des fonds de 150 millions $ avaient été
placés en dépôt auprès d’Énergie Brookfield (néant en décembre 2021). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit
renouvelable et le dépôt de Brookfield Asset Management pour le trimestre clos le 31 mars 2022 s’est établie à moins de
1 million $ (1 million $ en 2021). Au cours du trimestre, Brookfield Global Transition Fund (« BGTF »), indirectement par l’intermédiaire d’une filiale
consolidée d’Énergie Brookfield, a emprunté dans le cours normal des activités un montant de 799 millions $ aux termes
de la facilité de crédit-relais du BGTF afin de financer la croissance. Les emprunts devraient être entièrement remboursés
à la suite des apports en capital d’Énergie Brookfield et de ses partenaires institutionnels dans le BGTF. Au 31 mars 2022,
le montant était comptabilisé au poste « Montants à payer à des parties liées » de l’état consolidé de la situation financière.
La participation financière d’Énergie Brookfield et de ses partenaires institutionnels dans le BGTF devrait s’élever à
environ 20 %. Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés
intermédiaires de résultat pour les trimestres clos les 31 mars :
	Trimestres clos les 31 mars
			2022	2021
(EN MILLIONS)
Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits ..............................	13 $		61 $
Coûts d’exploitation directs
Achats d’énergie ..............................................................................................................	— $		(2) $
Frais de commercialisation de l’énergie et autres services..................................................	(3)		(2)
Services d’assurance1 .......................................................................................................	—		(6)
				(3) $		(10) $
Charge d’intérêts
Emprunts .........................................................................................................................	— $		(1) $
Désactualisation des soldes des contrats............................................................................	(6) $				(5) $
				(6) $		(6) $
Autres services entre parties liées .......................................................................................	(1) $		(1) $
Coûts de service de gestion.................................................................................................	(76) $				(81) $
1)		Avant novembre 2021, les honoraires liés aux services d’assurance étaient versés aux assureurs externes par l’intermédiaire des filiales de
Brookfield Asset Management. Les honoraires versés aux filiales de Brookfield Asset Management en 2021 étaient de néant. À partir de
novembre 2021, Brookfield, par l’intermédiaire d’une filiale réglementée, a commencé à fournir une couverture d’assurance à certaines
entités en Amérique du Nord au moyen de contrats d’assurance offerts par des tiers assureurs commerciaux. Les primes demandées
découlant de ces couvertures sont égales ou inférieures aux prix du marché.

Brookfield Renewable Partners L.P.					Rapport intermédiaire	31 mars 2022
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20. 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 :
				Entités de
		Actions		soutien au		Ajustements	Énergie
	Énergie	privilégiées		crédit des	Autres	de consoli-	Brookfield
(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB	Finco	filiales2	filiales1, 3	dation4	(consolidé)
Au 31 mars 2022
Actifs courants .........................	54 $	424 $ 2 208 $		1 105 $	2 905 $	(3 774) $	2 922 $
Actifs non courants .................	4 973	261	4	33 831	55 367		(38 990)	55 446
Passifs courants .......................	50	7	32	7 967	4 487		(7 489)	5 054
Passifs non courants ................	—	—	2 172	—	26 710					—	28 882
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation .....................	—	—	—	—	12 708					—	12 708
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuille
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield .....................	—	—	—	2 923	—					—	2 923
Actions échangeables
de BEPC...............................	—	—	—	—	2 588					—	2 588
Actions privilégiées..................	—	619	—	—	—					—	619
Billets subordonnés perpétuels	—	—	—	592	—					—	592
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ...........	833	—	—	841	—		(842)	832
Au 31 décembre 2021
Actifs courants ..........................	50 $	419 $ 2 182 $		1 155 $	2 619 $	(3 564) $	2 861 $
Actifs non courants ...................	4 979	258	3	32 973	52 921		(38 128)	53 006
Passifs courants .........................	46	7	28	7 720	2 943		(7 522)	3 222
Passifs non courants ..................	—	—	2 149	—	26 500					—	28 649
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation.......................	—	—	—	—	12 303					—	12 303
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuille
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield .......................	—	—	—	2 894	—					—	2 894
Actions échangeables
de BEPC ...............................	—								—	—		—	2 562	—	2 562
Actions privilégiées ...................	—	613	—	—	—					—	613
Billets subordonnés perpétuels ..	—	—	—	592	—					—	592
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées .............	881	—	—	891	—		(891)	881
1)		Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)		Comprend BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings Limited,
Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc., collectivement les « entités de soutien au crédit des filiales ».
3)		Comprend des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
4)		Comprend l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire								31 mars 2022
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Entités de

Actions

soutien au

Ajustements

Énergie

privilégiées

crédit des

Autres

de consoli-

Brookfield

(EN MILLIONS)

Brookfield1

ERB

Finco

filiales2

filiales1, 3

dation4

(consolidé)

Pour le trimestre clos le

31 mars 2022

Produits .....................................

— $

1 136 $

— $

1 136 $

Résultat net ...............................

(33)

—

(3)

(283)

175

177

Pour le trimestre clos le

31 mars 2021

Produits ......................................

— $

1 020 $

— $

1 020 $

Résultat net.................................

(52)

—

(1)

(312)

136

174

(55)

Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.

Comprend BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings Limited,

Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc., collectivement les « entités de soutien au crédit des filiales ».

Comprend des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.

Comprend l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.

Se reporter à la note 8, « Emprunts », pour plus de détails concernant les emprunts à moyen terme consentis par Finco. Se

reporter à la note 9, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées

de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB.

21. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a émis 6 000 000 de parts de société en commandite privilégiées de

catégorie A, série 18 (les « parts de société en commandite privilégiées de série 18 ») au prix de 25 $ CA chacune, pour un

produit brut de 150 millions $ CA. Les porteurs de parts de société en commandite privilégiées de série 18 ont le droit de

recevoir une distribution trimestrielle cumulative au taux fixe de 5,5 %. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a racheté toutes les parts privilégiées de série 11 en circulation d’une

valeur de 250 millions $ CA, soit 25 $ CA par part privilégiée. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, s’est engagée à investir

300 millions $ CA (montants nets d’environ 236 millions $ et 47 millions $ pour Énergie Brookfield) au moyen d’un titre

convertible dans un chef de file nord-américain des solutions de captage et de stockage de CO2. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant

la vente de sa participation de 100 % dans un portefeuille hydroélectrique en exploitation au Brésil d’une puissance de

36 MW, pour un produit de 98 millions $ (montant net de 25 millions $ pour Énergie Brookfield). Énergie Brookfield

détient une participation financière d’environ 25 % dans chacune des entités des projets au sein du portefeuille

hydroélectrique au Brésil et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’actifs d’énergie

solaire en Asie d’une puissance de 19 MW, pour un produit d’environ 144 millions MYR (montants nets de 33 millions $

et 10 millions $ pour Énergie Brookfield). Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a souscrit des actions additionnelles

de Polenergia en contrepartie de 515 millions PLN (montants nets de 122 millions $ et 10 millions $ pour Énergie

Brookfield), ce qui fera passer la participation totale dans Polenergia à 32 % (participation nette de 8 % pour

Énergie Brookfield).

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

31 mars 2022

Page 88

INFORMATION GÉNÉRALE
Bureau principal	Administrateurs du commandité de
73 Front Street	Brookfield Renewable Partners L.P.
Fifth Floor	Jeffrey Blidner
Hamilton, HM12	Scot Cutler
Bermudes	Nancy Dorn
Téléphone : 441 294-3304	David Mann
Télécopieur : 441 516-1988	Lou Maroun
https://bep.brookfield.com	Sachin Shah
	Stephen Westwell
Dirigeants de BRP Energy Group L.P.,	Patricia Zuccot i
fournisseur de services de Brookfield	Dre Sarah Deasley
Renewable Partners L.P. Connor Teskey
	Symboles boursiers
	NYSE : BEP (parts de société en commandite)
Chef de la direction	TSX : BEP.UN (parts de société en commandite)
	NYSE : BEPC (actions échangeables)
Wyatt Hartley	TSX : BEPC (actions échangeables)
Chef de la direction des finances Agent des transferts et agent chargé de la	TSX : BEP.PR.G (parts de société en commandite
	privilégiées, série 7)
	TSX : BEP.PR.M (parts de société en commandite
tenue des registres	privilégiées, série 13)
Société de fiducie Computershare du Canada	TSX : BEP.PR.O (parts de société en commandite
100 University Avenue	privilégiées, série 15)
9th floor	NYSE : BEP.PR.A (parts de société en commandite
Toronto (Ontario) M5J 2Y1	privilégiées, série 17)
Téléphone (sans frais) : 1 800 564-6253	TSX : BEP.PR.R (parts de société en commandite
Télécopieur (sans frais) : 1 888 453-0330	privilégiées, série 18)
www.computershare.com	TSX : BRF.PR.A (actions privilégiées, série 1)
	TSX : BRF.PR.B (actions privilégiées, série 2)
	TSX : BRF.PR.C (actions privilégiées, série 3)
	TSX : BRF.PR.E (actions privilégiées, série 5)
	TSX : BRF.PR.F (actions privilégiées, série 6)
	NYSE : BEPH (bil ets subordonnés perpétuels)
	NYSE : BEPI (bil ets subordonnés perpétuels)
	Information pour les investisseurs
	Pour en savoir plus sur Énergie Brookfield, visitez l’adresse
	https://bep.brookfield.com. Vous pouvez également
	consulter en ligne le rapport annuel et le formulaire 20-F de
	2021. Pour obtenir des informations à jour et détail ées,
	visitez notre section « Nouvelles ».
	Des renseignements financiers additionnels ont été
	transmis électroniquement à divers organismes de
	réglementation des valeurs mobilières par l’intermédiaire
	d’EDGAR aux États-Unis, à l’adresse www.sec.gov, et par
	l’intermédiaire de SEDAR au Canada, à l’adresse
	www.sedar.com.

	Les actionnaires peuvent acheminer leurs demandes de
	renseignements au service des Relations avec les
	investisseurs, en composant le 416 649-8172 ou en
	écrivant à l’adresse enquiries@brookfieldrenewable.com.