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Published: 2021-11-12


	R A P P O R T I N T E R M É D I A I R E D U
	T R O I S I È M E T R I M E S T R E D E 2 0 2 1


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
20 500 mégawatts (« MW »), une production moyenne à long terme (« MLT ») annualisée d’environ
59 200 gigawattheures (« GWh ») et un portefeuille de projets de développement d’environ 36 000 MW, nous permet de
nous tailler une place parmi les plus importantes sociétés ouvertes d’énergie renouvelable au 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 30 septembre 2021 :
	Réseaux							Capacité
	hydro-			Puissance		MLT1	d’accumulation

	graphiques		Centrales	(MW)		(GWh)		(GWh)
Hydroélectricité
Amérique du Nord
États-Unis2 .................................................		31	141	3 168		13 503		2 543
Canada .......................................................		18								29	1 098		3 656		1 261
		49		170	4 266		17 159		3 804
Colombie ......................................................		7							8	2 772		14 755		3 703
Brésil ............................................................		27								44	946	4 924				—
		83		222	7 984		36 838		7 507
Énergie éolienne
Amérique du Nord
États-Unis3 .................................................		—								26	2 529		7 641				—
Canada .......................................................		—							4	483	1 437				—
		—								30	3 012		9 078				—
Europe ..........................................................		—								40	970	2 187				—
Brésil ............................................................		—							19	457	1 950				—
Asie ...............................................................		—								10	719	1 815				—
		—								99	5 158		15 030				—

Énergie solaire – Services publics4												—						85	2 563	5 466	—
Transition énergétique
Production décentralisée5 ..............................		—		5 539	1 385		1 846				—
Accumulation et divers6 ................................		2							11	3 425		—		5 220
		2		5 550	4 810		1 846		5 220
		85		5 956	20 515		59 180		12 727
1)		La MLT est calculée en fonction de notre portefeuil e au 30 septembre 2021, 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 installations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation
aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)		Comprend une centrale de stockage à batteries en Amérique du Nord (20 MW).
3)		Comprend une centrale de stockage à batteries en Amérique du Nord (10 MW).
4)		Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
5)		Comprend neuf centrales à piles à combustible en Amérique du Nord (10 MW).
6)		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), deux centrales de cogénération en
Amérique du Nord (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 30 septembre 2021 :
PRODUCTION (GWh)1		T1	T2	T3	T4	Total
Hydroélectricité
Amérique du Nord
États-Unis ...................................							3 794	3 918	2 525	3 266	13 503
Canada........................................							841	1 064	873	878	3 656
								4 635	4 982	3 398	4 144	17 159
Colombie ......................................		3 376	3 681	3 567	4 131	14 755
Brésil .............................................		1 215	1 228	1 241	1 240	4 924
		9 226	9 891	8 206	9 515	36 838
Énergie éolienne
Amérique du Nord
États-Unis ...................................							2 003	2 098	1 628	1 912	7 641
Canada........................................							400	345	273	419	1 437
		2 403	2 443	1 901	2 331	9 078
Europe ...........................................		662	480	423	622	2 187
Brésil .............................................		371	494	606	479	1 950
Asie ...............................................		414	484	481	436	1 815
		3 850	3 901	3 411	3 868	15 030
Énergie solaire – Services publics2		1 172	1 543	1 624	1 127	5 466
Transition énergétique		365	568	555	358	1 846
Total .................................................		14 613	15 903	13 796	14 868	59 180
1)		La MLT est calculée sur une base consolidée, y compris les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence, et sur
une base annualisée depuis le début de l’exercice, mais sans tenir compte de la date de l’acquisition 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 notre
secteur accumulation et divers, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
2)		Comprend trois centrales solaires (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.


Le tableau suivant présente la production moyenne à long terme annualisée de notre portefeuille	au prorata et pour
chaque trimestre au 30 septembre 2021 :
PRODUCTION (GWh)1		T1	T2	T3	T4				Total
Hydroélectricité
Amérique du Nord
États-Unis ...................................							2 614		2 805	1 819	2 293		9 531
Canada........................................							619		775	624	619		2 637
		3 233		3 580		2 443		2 912				12 168
Colombie ......................................		813		887		859	995				3 554
Brésil .............................................		988		998		1 009	1 009				4 004
		5 034		5 465		4 311		4 916				19 726
Énergie éolienne
Amérique du Nord
États-Unis ...................................							820		813	641	794		3 068
Canada........................................							373		326	260	392		1 351
		1 193		1 139		901		1 186				4 419
Europe ...........................................		277		210		173	251				911
Brésil .............................................		126		168		210	165				669
Asie ...............................................		106		124		125	111				466
		1 702		1 641		1 409		1 713				6 465
Énergie solaire – Services publics2		411		647		680	380				2 118
Transition énergétique		167		263		257	164				851
Total .................................................		7 314		8 016		6 657		7 173				29 160
1)		La MLT est calculée au prorata et sur une base annualisée depuis le début de l’exercice, mais sans tenir compte de la date de l’acquisition 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 notre secteur accumulation et divers, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure
du rendement ».
2)		Comprend trois centrales solaires (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
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 ht ps:/ 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 poursuivons notre objectif visant à établir Énergie Brookfield comme l’une des principales sociétés

axées sur la production d’énergie propre au monde. Avec des actifs en exploitation et en développement

d’environ 56 000 mégawatts répartis sur cinq continents et diversifiés sur l’ensemble des principales

technologies d’énergies renouvelables, notre présence s’étend à tous les principaux marchés au monde,

ce qui nous confère la souplesse de transférer des capitaux dans diverses régions pour les affecter aux

occasions offrant les meil eurs rendements ajustés au risque. Grce à notre bilan, nous avons accès à des capitaux importants – liquidités disponibles de plus de

3 mil iards $ et capitaux de croissance provenant de fonds souverains et de clients institutionnels – qui

nous permettent d’investir dans les occasions de croissance les plus importantes et les plus

intéressantes. La stabilité de nos activités est soutenue par des flux de trésorerie contractuels de

première qualité, assortis de clauses d’indexation sur inflation. Les flux de trésorerie sont diversifiés par

technologie et région en fonction d’une clientèle de qualité supérieure et ont une durée contractuelle

résiduel e moyenne pondérée de 14 ans.

Au cours des 50 dernières années, seulement une poignée de multinationales du secteur de l’énergie ont

assuré une croissance soutenue et rentable. Ces sociétés se distinguent par leur présence mondiale,

leurs capacités d’exploitation et l’envergure nécessaire pour tirer profit des possibilités les plus

intéressantes à l’échelle mondiale. Tandis que la décarbonation devient l’objectif principal de l’économie

mondiale et que les sociétés cherchent de plus en plus à alimenter leurs activités et produits à l’électricité

verte, nous estimons que les attributs de la prochaine génération de multinationales du secteur de

l’énergie demeureront sensiblement les mêmes, à la différence que de nouvelles plateformes et

capacités axées sur la production d’énergie propre seront adoptées.

L’envergure et la portée mondiale de notre société ainsi que nos capacités d’exploitation, de

développement et de commercialisation de l’électricité nous portent à croire que nous sommes

particulièrement bien positionnés pour saisir l’occasion en gain de vitesse que représente la

décarbonation. Nous avons donc récemment porté notre objectif annuel d’investissement de capitaux

propres dans notre croissance à une fourchette de 1 milliard $ à 1,2 milliard $.

Nous mettons en œuvre des plans d’affaires uniformes qui visent non seulement à améliorer le

rendement de nos actifs et à en réduire le risque, mais également à assurer une croissance future et des

occasions de développement à l’échel e de la Société. Ainsi, bien que nos perspectives de déploiement

du capital au moyen de fusions et acquisitions demeurent solides, nous pouvons aussi tirer profit de

multiples projets de croissance interne en construction entièrement financés et visés par contrat. Nous

avons la chance de posséder les capacités d’exploitation nous permettant d’élargir la portée de ces

possibilités de croissance continues et d’étendre nos activités au moyen d’acquisitions. Par conséquent, nous sommes bien positionnés pour continuer à générer une forte croissance des fonds

provenant des activités par part au cours des cinq prochaines années en vue de soutenir notre objectif de

croissance à long terme des distributions, qui se situe entre 5 % et 9 % par année. Bien que nous

prévoyions continuer à déployer des montants en capital plus importants en faisant des acquisitions,

nous croyons qu’il est possible d’atteindre le haut de la fourchette de notre objectif de croissance grce

aux seules initiatives internes. Cela est possible grce aux clauses d’indexation sur l’inflation comprises

dans nos contrats, à l’accroissement des marges découlant de l’augmentation des produits et à des

mesures de réduction des coûts ainsi qu’à la mise sur pied de nos projets de développement en

croissance qui dégageront des rendements supérieurs, y compris une puissance de 8 gigawatts au cours

des trois prochaines années.

Voici les faits sail ants du trimestre :

•

Fonds provenant des activités record au cours du troisième trimestre, totalisant 210 millions $, ou

0,33 $ par part, soit une augmentation de 32 % par rapport à la période correspondante de

l’exercice précédent, grce au bon rendement de nos actifs dont la disponibilité est élevée ainsi

qu’aux nouvelles acquisitions.

•

Conclusion de 19 conventions d’achat d’électricité visant la production annuel e d’environ

1 300 gigawattheures (GWh) d’énergie renouvelable avec des acheteurs institutionnels exerçant

leurs activités dans l’ensemble des principaux secteurs.

•

Poursuite de la construction d’actifs d’environ 8 000 mégawatts en projets de développement,

obtention de permis pour des projets au stade avancé et ajout d’environ 5 000 mégawatts à notre

portefeuil e mondial de projets de développement, qui avoisine actuellement 36 000 mégawatts.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

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•					Investissement ou entente d’investissement de capitaux propres de 2,4 mil iards $ (montant net
				de 600 millions $ pour Énergie Brookfield) dans diverses transactions depuis le début de
				l’exercice.
•					Maintien d’un bilan robuste avec des liquidités disponibles atteignant plus de 3,3 milliards $ et
				aucune dette importante ne venant à échéance à très court terme.
Le point sur les initiatives de croissance Au cours du trimestre, nous avons mis en œuvre plusieurs projets de croissance qui montrent bien la
valeur de notre plateforme mondiale par le déploiement de capital dans de multiples technologies et
différents territoires, améliorant notre position à titre d’entreprise diversifiée de premier plan en matière
d’énergie propre.
Nous continuons à soutenir la croissance des activités de production décentralisée tant aux États-Unis
qu’ail eurs dans le monde, ce qui fait de nous le partenaire de choix des entreprises et d’autres
institutions pour obtenir une solution tout-en-un offrant des services liés à la production d’énergie, au
stockage et à l’efficacité énergétique sur place et hors site. Aux États-Unis, la croissance de nos activités de production décentralisée a presque quintuplé depuis le
début de l’exercice grce à des actifs en exploitation et en développement d’une puissance de
3 600 mégawatts. Nous y sommes arrivés au moyen d’acquisitions d’envergure et plus modestes ainsi
que d’initiatives internes comme la conclusion de partenariats de distribution, d’ententes de
développement conjointes et d’une entente de coopération intervenue avec Trane Technologies que
nous avons récemment annoncée. Dernièrement, en Europe et en Amérique latine, nous avons convenu
d’acquérir des participations dans des portefeuil es d’actifs en exploitation et en développement de
production décentralisée d’une puissance d’environ 785 mégawatts pour un investissement total
d’environ 250 millions $ (montant net d’environ 60 millions $ pour Énergie Brookfield). En Chine, notre
coentreprise d’énergie solaire produite à partir de panneaux solaires sur toiture conclue avec un
partenaire local a continué de croître, ses actifs en exploitation devant atteindre une puissance de
400 mégawatts d’ici la fin de 2021 tandis que ses projets en développement dans la région devraient
produire plus de un gigawatt. Étant l’une des rares plateformes de production décentralisée et diversifiée au monde, nous sommes
particulièrement bien placés pour tirer parti de nos relations avec nos clients et d’économies d’échel e
afin de maximiser chacune de nos activités régionales et maintenir notre feuil e de route en poursuivant
sur la voie d’une forte croissance. En outre, nous avons conclu une entente en vue d’acquérir trois projets de développement d’énergie
solaire à un stade avancé aux États-Unis d’une puissance installée totalisant 475 mégawatts. Nous
clôturerons chaque projet lorsque la quasi-totalité des risques aura été éliminée, ce qui devrait survenir
dans les 12 à 24 prochains mois. Concurremment, les pourparlers pour conclure des conventions d’achat
d’électricité avec un important acheteur institutionnel d’énergie renouvelable visant la totalité de la
production progressent bien. Ces projets devraient être mis en service avant 2024. Nous prévoyons y
investir 135 millions $ (montant net d’environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield). Nous commençons à voir poindre des occasions de croissance considérables dans la filière des
technologies émergentes. La technologie que nous surveil ons plus particulièrement est celle de
l’hydrogène écologique. L’hydrogène écologique met à profit les forces qui nous caractérisent depuis des
décennies, soit la connaissance des marchés mondiaux de l’électricité, la maîtrise des technologies de
l’énergie propre, l’accès à des capitaux considérables et les meil eures capacités du secteur en matière
d’exploitation et de développement. Bien que cette filière n’en soit qu’à ses débuts, le marché de l’hydrogène écologique est important en
raison de sa capacité de stockage et de la possibilité de réduire des émissions émises par des secteurs
plus pol uants et des activités industriel es, comme le transport longue distance et les aciéries. Malgré le
fait que la production d’hydrogène écologique à grande échelle ne soit pas encore rentable, des
occasions d’investissement à rendement intéressant ajusté en fonction du risque voient le jour. Nous travail ons actuellement sur des projets d’hydrogène écologique d’une puissance de près de un
gigawatt, ce qui nous place bien pour être l’un des premiers à investir dans des projets à grande échel e
alors que les coûts continuent de reculer et que la technologie devient plus populaire. En plus d’une entente visant l’alimentation en électricité un projet d’usine de production d’hydrogène
écologique d’une entreprise du secteur de l’hydrogène en Pennsylvanie, soit l’une des premières usines
de production industrielle du genre en Amérique du Nord, nous continuons de faire avancer l’un des plus
importants projets d’hydrogène écologique au Canada en vue de fournir de l’hydrogène écologique à un
exploitant de pipeline qui l’achètera pour l’injecter dans son réseau de gaz naturel au Québec. La
construction devrait s’amorcer l’année prochaine.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Résultats d’exploitation Au troisième trimestre, nous avons dégagé des fonds provenant des activités de 210 mil ions $, ou 0,33 $
par part, une augmentation de 32 % par rapport à ceux pour le trimestre correspondant de l’exercice
précédent, nos activités ayant tiré avantage des récentes acquisitions et de la grande disponibilité des
actifs. Partout dans le monde, les prix de l’électricité augmentent à l’instar des économies qui se redressent.
Notre société est bien positionnée dans ce contexte. Bien que la presque totalité de la production de
notre portefeuil e soit visée par contrat, nous avons pu tirer avantage des secteurs hydroélectricité et
accumulation étant donné la capacité de ce type d’installations de produire de l’électricité décarbonée sur
commande. Par exemple, au Royaume-Uni, où les ressources éoliennes inférieures à la moyenne et les
prix élevés du gaz naturel ont poussé les prix de l’électricité à la hausse et les ont rendus plus variables,
notre centrale hydroélectrique d’accumulation par pompage a enregistré des résultats record au cours du
trimestre puisque nous avons vendu des services essentiels pour équilibrer et stabiliser le réseau
d’électricité. Au Brésil, où le pays est toujours aux prises avec une sécheresse sans précédent, notre production
respecte bien nos obligations de livraison d’électricité; nous étudions tout de même les possibilités en
matière d’approvisionnement en électricité avec le gouvernement pour renégocier les contrats visant nos
actifs et tirer avantage d’un contexte où les prix sont élevés. De façon plus générale, pour l’ensemble de
notre portefeuil e mondial, nous avons profité du contexte de prix vigoureux pour fixer des prix tout
compris avantageux aux termes des contrats à renégocier pour les centrales hydroélectriques et pour
conclure des conventions d’achat d’électricité à long terme pour les nouveaux projets de développement
d’énergie éolienne et solaire. Au cours du trimestre, les fonds provenant des activités générés par notre secteur hydroélectricité se
sont établis à 142 millions $ du fait essentiel ement de la production accrue aux États-Unis et en
Colombie, contrebalancée par une production inférieure à la moyenne au Brésil et au Canada. Le
portefeuil e continue de présenter des flux de trésorerie solides étant donné la diversification accrue des
actifs et la disponibilité élevée de nos actifs. Nos secteurs énergie éolienne et énergie solaire ont dégagé des fonds provenant des activités totalisant
130 mil ions $. Ces actifs continuent à générer des produits stables et nous tirons avantage de la
croissance des activités et des flux de trésorerie provenant en grande partie des conventions d’achat
d’électricité à long terme.
Pour le trimestre, les fonds provenant des activités de notre secteur transition énergétique se sont élevés
à 48 millions $, notre portefeuil e continuant de croître alors que nous aidons nos partenaires
commerciaux et industriels à atteindre leurs objectifs de décarbonation et devenons leur partenaire de
choix en matière de solutions de transition énergétique.
Malgré les problèmes généralisés qu’éprouvent les chaînes d’approvisionnement à l’échel e mondiale,
nous sommes en bonne voie de réaliser notre portefeuil e de projets d’une puissance d’environ
7 000 mégawatts. Aux États-Unis, nos projets de rééquipement de centrales éoliennes avancent bien. En
ce qui concerne notre projet à New York, plus de la moitié des nouvelles éoliennes est en exploitation
tandis que le reste devrait l’être d’ici la fin de l’année. Pour ce qui est de notre projet Sheperds Flat, en
Oregon, le matériel de rééquipement est sur place et le remplacement des éoliennes a commencé
conformément à notre plan d’achèvement du projet d’ici la fin de l’année prochaine. Au Brésil, nous
avons achevé en avance la construction du projet d’énergie solaire Alex de 360 mégawatts et
poursuivons la construction du projet d’énergie solaire Janaúba de 1 200 mégawatts. Nous prévoyons
amorcer la construction du projet d’énergie éolienne Serido de 270 mégawatts au cours du premier
semestre de 2022. Finalement, en Pologne, après avoir décroché un contrat de 25 ans assorti de clauses
d’indexation sur inflation visant des actifs éoliens en mer de 1,4 gigawatt, nous sommes en voie d’obtenir
les permis environnementaux et avons commencé l’approvisionnement en éoliennes. Ces occasions ne
sont qu’un aperçu des initiatives de croissance interne que nous avons l’intention de réaliser au cours
des années à venir. État de la situation financière et liquidités Notre situation financière demeure solide. Nos liquidités disponibles s’élèvent à environ 3,3 milliards $,
notre bilan de première qualité ne comprend aucune échéance importante à très court terme et
approximativement 90 % de nos financements sont sans recours envers Énergie Brookfield.
Au cours du trimestre, nous avons continué à tirer parti des faibles taux d’intérêt pour contracter des
financements de première qualité et autres totalisant 1,9 milliard $ pour l’ensemble de l’entreprise. Nous
avons également poursuivi la mise en œuvre de plusieurs initiatives afin de soutenir davantage nos
liquidités et notre croissance. Tout récemment, nous avons mobilisé des produits d’environ 700 millions $
(montant net d’environ 250 mil ions $ pour Énergie Brookfield) découlant de refinancements stratégiques

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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additionnels et de mesures de recyclage de capitaux, y compris une entente en vue de la vente de nos

actifs au Mexique qui ont été développés par X-Elio, notre promoteur mondial de projets d’énergie

solaire, pour une contrepartie d’environ 400 millions $ (montant net d’environ 50 mil ions $ 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. À long terme, nous nous attendons à continuer de tirer des produits substantiels de ces initiatives alors

que la demande pour des actifs d’énergie renouvelable non risqués continue d’être forte sur le marché,

que le contexte est favorable à la hausse des prix et que l’accroissement de la demande d’électricité

propre a créé une capacité non négligeable de négociation des contrats et de financement pour nos

centrales hydroélectriques. Comptant sur un robuste portefeuil e de projets de déploiement de capital,

nous demeurons déterminés à réaliser notre plan de croissance sans avoir recours au financement par

actions.

Perspectives Nous continuons de nous concentrer sur la croissance et la diversification de nos activités ainsi que 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 la création de valeur grce à

l’amélioration des flux de trésorerie de notre portefeuil e. Nous demeurons déterminés à aider nos partenaires à atteindre leurs objectifs de décarbonation tout en

dégageant un solide rendement total à long terme de 12 % à 15 % pour nos investisseurs.

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 5 novembre 2021

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

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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
différentes technologies.
Notre modèle d’affaires consiste à mettre à profit notre présence mondiale pour acquérir des actifs de production d’énergie
renouvelable de grande qualité en deçà de leur valeur intrinsèque, puis à les mettre en valeur, à financer ces acquisitions à
long terme et à faible risque grce à du financement de première qualité 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 au 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. Aujourd’hui, nous détenons un vaste portefeuille diversifié à l’échelle mondiale composé d’actifs
dédiés aux énergies renouvelables reposant sur de multiples technologies. Ces actifs sont soutenus par environ
3 000 exploitants chevronnés. Énergie Brookfield investit directement dans des actifs de production d’énergie
renouvelable, mais aussi par l’intermédiaire de partenaires institutionnels, de coentrepreneurs ou d’autres ententes. Notre
portefeuille regroupe une puissance installée d’environ 20 500 MW largement répartie sur quatre continents, compte un
portefeuille de projets de développement d’environ 36 000 MW et table sur une production moyenne à long terme
annualisée au prorata d’approximativement 29 200 GWh. Les graphiques ci-après présentent les produits au prorata1 :

1) Les chiffres sont fondés sur les produits normalisés des 12 derniers mois au prorata de la quote-part d’Énergie Brookfield.
Aider à l’accélération de la décarbonation des réseaux électriques. Les changements climatiques sont parmi les 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 décarbonisée. Nous croyons que notre entreprise est bien positionnée pour offrir
des solutions favorisant les placements soutenant la décarbonation. 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 dans le but de rendre les réseaux d’électricité plus verts à l’échelle mondiale. 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 hautement stables et prévisibles,
provenant 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 84 % de notre production au prorata de 2021 est visée par des contrats conclus avec contreparties de
grande qualité, entre autres des organismes publics d’électricité, des services publics responsables de l’approvisionnement,
des utilisateurs industriels ou de sociétés affiliées de Brookfield. Nos conventions d’achat d’électricité ont une durée
résiduelle moyenne pondérée de 14 ans, au prorata, ce qui procure une stabilité à long terme des flux de trésorerie.

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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 économique. 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 de première qualité ou atteint les seuils de première qualité. Notre ratio d’endettement d’entreprise est d’environ
8 %, 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 respectivement d’environ 13 ans et 10 ans, et ne comportent aucune
échéance importante dans les cinq prochaines années. Environ 90 % de notre financement est assorti d’un taux fixe, et
seulement 3 % de notre dette en Amérique du Nord et en Europe est exposée à la variation des taux d’intérêt. Au
30 septembre 2021, les liquidités disponibles se composaient de trésorerie et d’équivalents de trésorerie d’environ
3,3 milliards $, des placements dans des titres négociables et d’une tranche disponible des facilités de crédit. La meilleure expertise en matière d’exploitation qui soit. Énergie Brookfield emploie environ 3 000 exécutants et plus de
140 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 et de gestion de centrales de
production d’électricité s’étend sur plus de 120 ans et se compose d’importantes capacités en ce qui a trait à l’exploitation,
au développement et à la commercialisation de l’électricité. Bien positionnée pour la croissance des flux de trésorerie. Nous nous concentrons à stimuler 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 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 d’une
puissance d’environ 36 000 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. Nous avons recours à une stratégie 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. Depuis 2016, nous avons déployé des capitaux propres d’environ 6 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 15 600 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, l’acquisition et le développement d’actifs au moyen d’arrangements avec des investisseurs
institutionnels dans des partenariats financés ou cofinancés par Brookfield et continuerons de le faire dans l’avenir. 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Rapport de gestion
Trimestre et période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 Le présent rapport de gestion pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 a été préparé en date du 5 novembre 2021.
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 détenue par Brookfield, et la participation
de commandité (la « participation de commandité ») dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de société en commandite, de
parts de société en commandite rachetables/échangeables, de la participation de commandité et d’actions échangeables de BEPC sont désignés
collectivement les « porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les parts de société en commandite
rachetables/échangeables, la participation de commandité et les actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les « parts » ou par
l’expression « par part », sauf indication contraire. 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$ » et « COP » renvoient respectivement au dol ar américain, au dollar canadien, à l’euro, au réal et au
peso colombien. Sauf indication contraire, tous les montants en dol ars sont libellés en dollars 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 avec les 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 (https://bep.brookfield.com) ainsi que sur le site Web de la SEC
(www.sec.gov/edgar.shtml) et celui de SEDAR (www.sedar.com).
Présentation du rapport de gestion

Partie 1 – Faits saillants du troisième trimestre de 2021	12			Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement
				(suite)
					Tableaux consolidés des flux de trésorerie	35
Partie 2 – Revue du rendement financier selon des données					Actions et parts en circulation	37
consolidées	15 Dividendes et distributions				38
					Obligations contractuelles	38
Partie 3 – Informations financières consolidées					Informations financières supplémentaires	38
supplémentaires	17 Accords hors état de la situation financière				39
Résumé des états consolidés de la situation financière	17
Transactions entre parties liées	17			Partie 6 – Principales informations trimestrielles	40
Capitaux propres	19 Sommaire des résultats trimestriels historiques				40
					Résultats au prorata pour les périodes de neuf mois closes les
Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données					30 septembre	41
au prorata	21 Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS				42
Résultats au prorata pour les trimestres clos les 30 septembre	21
Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS	27			Partie 7 – Estimations critiques, méthodes comptables et
Profil des contrats	29			contrôles internes	45

Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement	31			Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du
Structure du capital et liquidités disponibles	31			rendement	47
Emprunts	33
Dépenses d’investissement	34			Partie 9 – Mise en garde	51




Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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PARTIE 1 – FAITS SAILLANTS DU TROISIÈME TRIMESTRE
DE 2021
		Trimestres clos			Périodes de neuf mois closes

		les 30 septembre				les 30 septembre
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)		2021						2020		2021		2020
Information sur l’exploitation
Puissance (MW).................................................................................		19 363 20 515 19 363
		20 515
Production totale (GWh)
Production moyenne à long terme ...................................................		13 776	13 446 43 967 43 124
Production réelle .............................................................................		13 533	12 007 42 044 39 535

Production au prorata (GWh)
					22 655 20 644
Production moyenne à long terme ...................................................		6 697					6 618
					20 513 19 469
Production réelle .............................................................................		6 125					5 753

Produits moyens ($ par MWh) ........................................................		90			80	88		76

Informations financières choisies
Perte nette attribuable aux porteurs de parts ......................................					(115) $								(162) $	(311) $	(184) $
Résultat de base par part de société en commandite1 .........................		(0,21)							(0,29)		(0,58)		(0,39)
BAIIA ajusté consolidé2 .....................................................................		751						611		2 364		2 045
BAIIA ajusté au prorata2 ....................................................................		446						371		1 445		1 158
Fonds provenant des activités2 ...........................................................		210						157		720		606
Fonds provenant des activités par part2, 3 ...........................................		0,33						0,25		1,12		1,01
Distribution par part de société en commandite .................................		0,30						0,29		0,91		0,87
1)	Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, le nombre total moyen de parts de société en commandite s’est établi
à respectivement 274,9 millions et 274,9 millions (respectivement 272,6 millions et 269,9 millions en 2020).
2)	Mesures non conformes 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 et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à respectivement
645,6 millions et 645,6 millions (respectivement 624,6 millions et 597,5 mil ions en 2020), 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.

							30 septembre	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)					2021	2020
Situation de trésorerie et sources de financement
Liquidités disponibles ..............................................................................................................								3 318 $	3 270 $
Ratio d’endettement – entreprise .............................................................................................								8 %	6 %
Ratio d’endettement – consolidé .............................................................................................								32 %	27 %
Emprunts sans recours d’Énergie Brookfield ..........................................................................								89 %	88 %
Exposition aux dettes à taux d’intérêt variables au prorata1 ....................................................								3 %	4 %
Emprunts de la société mère
Durée moyenne jusqu’à l’échéance de la dette .....................................................................						13 ans	14 ans
Taux d’intérêt moyen ............................................................................................................								3,9 %	3,9 %
Emprunts sans recours au prorata
Durée moyenne jusqu’à l’échéance de la dette .....................................................................						10 ans	11 ans
Taux d’intérêt moyen ............................................................................................................								4,0 %	4,0 %
1)	Compte non tenu de l’exposition aux dettes à taux d’intérêt variables de 5 % (5 % en 2020) contractées dans certaines régions autres que
l’Amérique du Nord et l’Europe en raison des coûts connexes plus élevés qu’entraîne la couverture dans ces régions.

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Exploitation Les fonds provenant des activités se sont établis à 210 millions $, ou 0,33 $ par part, ce qui représente une augmentation
de 32 % par rapport à la période correspondante de l’exercice précédent soutenue par :
•				l’apport provenant de la croissance, y compris des actifs en développement d’une puissance de plus de 670 MW
				ayant commencé leurs activités commerciales et des acquisitions d’un parc éolien en Oregon d’une puissance de
				845 MW et d’un portefeuille de production décentralisée de 360 MW aux États-Unis;
•				les prix réalisés plus élevés dans la plupart des marchés, grce à l’indexation sur l’inflation, aux initiatives
				commerciales de négociation de contrats et aux prix plus élevés de l’électricité à l’échelle mondiale;
•				les marges plus élevées découlant des mesures de réduction des coûts;
•				une production accrue d’hydroélectricité sur une base comparable, tout particulièrement aux États-Unis et
				en Colombie.
Déduction faite de la charge d’amortissement et des charges sans effet de trésorerie, la perte nette attribuable aux porteurs
de parts s’est élevée à 115 millions $, ou 0,21 $ par part de société en commandite, pour le trimestre clos le 30 septembre
2021. Nous avons maintenu notre attention sur le profil des contrats et nos relations étroites avec nos clients, ce qui nous a
permis de réaliser au cours du dernier trimestre :
•				la conclusion de 19 conventions d’achat d’électricité visant la production annuelle d’environ 1 300 GWh à partir
				d’énergie renouvelable avec des acheteurs institutionnels exerçant leurs activités dans l’ensemble des principaux
				secteurs à l’échelle mondiale.
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 3,3 milliards $
				et au fait qu’aucune dette importante ne vient à échéance à très court terme.
•				Nous avons tiré profit tant du contexte de faibles taux d’intérêt que de la nature à long terme de nos actifs ainsi
				que des liquidités obtenues de divers leviers de financement :
					◦	Nous avons obtenu des financements sans recours de première qualité de plus de 1,9 milliard $ pour
					l’ensemble de notre portefeuille diversifié au cours du trimestre.
					◦	Jusqu’à maintenant, nous avons généré un produit de plus de 900 millions $ (montant net de
					430 millions $ pour Énergie Brookfield) découlant des mesures de recyclage de capitaux, notamment la
					vente de portefeuilles éoliens arrivés à maturité situés en Irlande et aux États-Unis, ce qui représente un
					rendement global équivalant à environ le double du capital investi. Nous avons également convenu de
					vendre nos actifs au Mexique qui ont été développés par X-Elio, notre promoteur mondial de projets
					d’énergie solaire, pour une contrepartie d’environ 400 millions $ (montant net de 50 millions $ pour
					Énergie Brookfield).
Croissance et développement Après la clôture du trimestre, nous avons convenu, avec nos partenaires institutionnels, de faire l’acquisition d’une
participation initiale de 26 % dans un portefeuille d’actifs en exploitation et en développement en Espagne et au Mexique
d’une puissance de 750 MW. Nous prévoyons investir des capitaux propres d’un total de 220 millions $ (montant net de
55 millions $ pour Énergie Brookfield) dans ce projet, ce qui pourrait potentiellement faire passer notre participation
financière à près de 60 %, et nous nous attendons à ce que la participation détenue par Énergie Brookfield soit de 25 %
dans ce placement. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu, avec nos partenaires institutionnels, une entente en vue d’acquérir
trois projets de développement d’énergie solaire commerciaux rendus à un stade avancé et de qualité supérieure aux États-
Unis pour une puissance installée totale d’environ 475 MW. Nous prévoyons investir 135 millions $ (montant net
d’environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield) et nous nous attendons à ce que la participation d’Énergie Brookfield
s’élève à 25 %. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu, avec nos partenaires institutionnels, une entente en vue d’acquérir un
portefeuille de production décentralisée par l’intermédiaire de nos activités d’énergie renouvelable en Pologne d’une
puissance de 35 MW. La participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 6 %. Avec nos partenaires institutionnels et dans le cadre de placements dans le China Renewable Energy Fund d’Apple Inc.,
nous avons conclu l’acquisition d’une participation de 58 % dans une centrale éolienne en exploitation en Chine d’une
puissance de 59 MW. Cette acquisition est la première à être conclue parmi les autres projets du portefeuille d’actifs
éoliens de qualité supérieure en exploitation en Chine d’une puissance de 213 MW dont la production est visée par contrat.

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L’acquisition des autres projets devrait se conclure au cours du quatrième trimestre de 2021 et la participation
d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 14,5 %. Au cours de l’exercice, nous avons continué de faire évoluer notre portefeuille de projets de développement :
•				avec la mise en service de projets de développement d’une puissance de 672 MW, y compris d’une centrale
				d’énergie solaire au Brésil de 357 MW;
•				avec la poursuite de la construction de projets de développement hydroélectriques, d’énergie éolienne,
				d’accumulation par pompage, d’énergie solaire photovoltaïque et d’énergie solaire produite à partir de panneaux
				solaires sur toiture d’une puissance totale de 6 739 MW, notamment le projet de rééquipement d’un parc éolien
				en Oregon de 845 MW, lesquels devraient dégager des fonds provenant des activités annualisés totalisant environ
				95 millions $.

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PARTIE 2 – REVUE DU RENDEMENT FINANCIER SELON DES
DONNÉES CONSOLIDÉES Le tableau suivant présente les principales données financières de l’entreprise pour les trimestres et les périodes de
neuf mois clos les 30 septembre :
			Trimestres clos			Périodes de neuf mois closes

			les 30 septembre				les 30 septembre
			2021						2020		2021			2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
	........................................ 13 776 13 446 43 967 43 124
Production moyenne à long terme
									............................................................ 13 533 12 007 42 044 39 535
Production réelle
										.......................................................................
Produits			966 $					867 $		3 005 $	2 858 $
	...............................................
Coûts d’exploitation directs			(292)					(281)	(990)	(917)
	................................................		(71)				(224)
Coûts de service de gestion								(65)	(151)
									............................................................
Charge d’intérêts			(247)					(233)	(726)	(733)
											...................................................	(373)					(1 120)
Charge d’amortissement								(369)	(1 030)
(Charge) recouvrement d’impôt	..........................................		(143)			27		(128)	(1)
										....................................................................
Perte nette			(154) $										(119) $		(99) $	(40) $

			Taux de change moyen de conversion en $ US
																		..........................................................................	1,26	1,25
$ CA									1,33				1,35
...............................................................................
€			0,85					0,86	0,84	0,89
.............................................................................			5,23				5,33
R$								5,38	5,08
...........................................................................			3 844				3 696
COP								3 730	3 703
Analyse des écarts pour le trimestre clos le 30 septembre 2021 Les produits totalisant 966 mil ions $ représentent une augmentation de 99 millions $ par rapport à ceux de la période
correspondante de l’exercice précédent en raison de la croissance de nos activités. Les produits des centrales récemment
acquises et mises en service et la production de celles-ci se sont élevés à respectivement 83 millions $ et 761 GWh, le tout
ayant été contrebalancé en partie par les ventes d’actifs réalisées dernièrement qui ont entraîné la diminution des produits
de 27 millions $ et une réduction de la production de 246 GWh. Sur une base comparable, les produits ont augmenté de
43 millions $ du fait que nous avons tiré avantage de la production accrue des centrales hydroélectriques, tout
particulièrement celles aux États-Unis et en Colombie, et de la hausse des produits réalisés moyens par MWh dans la
plupart des marchés, grce à l’indexation sur l’inflation, aux initiatives de renégociation de contrats et aux prix plus élevés
de l’électricité sur le marché libre à l’échelle mondiale.
Les coûts d’exploitation directs totalisant 292 millions $ représentent une augmentation de 11 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 et des ventes d’actifs réalisées dernièrement a été plus que contrebalancé par les coûts
supplémentaires entraînés par les centrales que nous avons récemment acquises et mises en service.
Les coûts de service de gestion totalisant 71 millions $ représentent une augmentation de 6 millions $ par rapport à ceux
de la période correspondante de l’exercice précédent attribuable à la croissance de nos activités.
La charge d’intérêts, s’élevant à 247 millions $, représente une augmentation de 14 millions $ par rapport à celle de la
période correspondante de l’exercice précédent en raison de la croissance de notre portefeuille, contrebalancée en partie
par l’avantage tiré des récentes activités de refinancement qui ont réduit nos coûts d’emprunt moyens.
La charge d’amortissement s’est chiffrée à 373 millions $, ce qui représente une hausse de 4 millions $ par rapport à celle
de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités.
La charge d’impôt de 143 millions $ représente une augmentation de 170 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent découlant de la nouvelle législation fiscale adoptée au cours du trimestre qui a eu
une incidence sur la charge d’impôt différé de nos activités en Colombie. La perte nette s’est élevée à 154 millions $, une augmentation de 35 millions $ en regard de celle pour la période
correspondante de l’exercice précédent, ce qui est attribuable aux éléments susmentionnés.

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Analyse des écarts pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021 Les produits totalisant 3 005 millions $ ont augmenté de 147 millions $ par rapport à ceux de la période correspondante de
l’exercice précédent en raison de la croissance de nos activités. Les produits tirés des centrales récemment acquises et
mises en service et la production de celles-ci se sont élevés à respectivement 172 millions $ et 1 575 GWh, le tout ayant
été contrebalancé en partie par les ventes d’actifs réalisées dernièrement qui ont entraîné la diminution des produits de
46 millions $ et une réduction de la production de 367 GWh. Sur une base comparable et en monnaie locale, les produits
ont accusé une diminution de 17 millions $ étant donné que l’avantage tiré de la hausse des produits réalisés moyens
par MWh, découlant principalement de l’indexation sur l’inflation, des initiatives de renégociation de contrats et des prix
plus élevés de l’électricité sur le marché libre à l’échelle mondiale ainsi que des prix du marché plus élevés réalisés sur la
production de nos actifs éoliens au Texas au cours de la tempête hivernale survenue au premier trimestre de 2021, dont
l’apport s’est élevé à 52 millions $, a été plus que contrebalancé par une diminution de la production attribuable
principalement à nos centrales hydroélectriques en Amérique du Nord.
La dévaluation du dollar américain par rapport à sa valeur pour la période correspondante de l’exercice précédent, et par
rapport à la plupart des devises, a entraîné une augmentation des produits de 38 millions $ qui a été partiellement
contrebalancée par l’effet de change défavorable de 22 millions $ sur les charges d’exploitation et d’intérêts pour
la période.
Les coûts d’exploitation directs totalisant 910 millions $, compte non tenu de l’incidence de la tempête hivernale survenue
au Texas, représentent une diminution de 7 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 et des
ventes d’actifs réalisées dernièrement a été contrebalancé en partie par les coûts supplémentaires entraînés par de récentes
acquisitions et mises en service de centrales et l’incidence des mouvements des cours de change mentionnée ci-dessus. Les coûts d’exploitation directs liés à la tempête hivernale survenue au Texas se sont élevés à 80 millions $, lesquels
tiennent compte du coût d’acquisition d’énergie engagé afin de respecter nos obligations contractuelles associées à nos
actifs éoliens qui ne produisaient pas pendant la période en raison des conditions glaciales, déduction faite des activités de
couverture. L’incidence consolidée globale de la tempête hivernale au Texas, déduction faite des produits de 52 millions $
mentionnés ci-dessus, a représenté une perte de 28 millions $, dont la quote-part d’Énergie Brookfield est négligeable.
Les coûts de service de gestion totalisant 224 millions $ représentent une augmentation de 73 millions $ par rapport à ceux
de la période correspondante de l’exercice précédent attribuable à la croissance de nos activités.
La charge d’intérêts, s’élevant à 726 millions $, représente une diminution de 7 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent en raison de l’avantage tiré des récentes activités de refinancement qui ont réduit
nos coûts d’emprunt moyens, lequel avantage a été en partie contrebalancé par la croissance de nos activités et l’incidence
des mouvements des cours de change mentionnée ci-dessus.
La charge d’amortissement s’est chiffrée à 1 120 millions $, ce qui représente une hausse de 90 millions $ par rapport à
celle de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités et l’incidence des
mouvements des cours de change. La charge d’impôt de 128 millions $ représente une augmentation de 127 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent découlant de la nouvelle législation fiscale adoptée au cours de la période qui a eu
une incidence sur la charge d’impôt différé de nos activités en Colombie. La perte nette s’est élevée à 99 millions $, une augmentation de 59 millions $ pour la période correspondante de l’exercice
précédent, ce qui est attribuable aux éléments susmentionnés.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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 :
								30 septembre	31 décembre
									2021	2020
(EN MILLIONS)
	......................................................................
Actifs détenus en vue de la vente										57 $	57 $
Actifs courants										...........................................................................................		2 341			1 742
			......................
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence									952			971
					........................................................
Immobilisations corporelles à la juste valeur									44 031		44 590
Total de l’actif										...........................................................................................	49 887		49 722
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente							............................		6			14
	............................................................................
Emprunts de la société mère									2 792			2 135
											..................................................................................
Emprunts sans recours									17 498		15 947
Passifs d’impôt différé											..................................................................................		5 350			5 515
					............................................................
Total du passif et des capitaux propres								49 887		49 722
								Taux de change de conversion au
									comptant en $ US
$ CA												.......................................................................................................		1,27			1,27
............................................................................................................
€									0,86			0,82
R$	..........................................................................................................									5,44			5,20
												........................................................................................................
COP									3 835			3 432
Immobilisations corporel es Les immobilisations corporelles s’élevaient à 44,0 milliards $ au 30 septembre 2021, contre 44,6 milliards $ au
31 décembre 2020. La diminution de 0,6 milliard $ est principalement attribuable à l’effet de change découlant de
l’appréciation du dollar américain, ce qui a entraîné une diminution de 1,2 milliard $ des immobilisations corporelles et
une charge d’amortissement associée aux immobilisations corporelles de 1,1 milliard $. Au cours de l’exercice, nous avons
cédé un portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW, un portefeuille éolien d’actifs en exploitation et de
projets de développement en Irlande de 656 MW et un portefeuille éolien de projets de développement en Écosse d’une
puissance de 271 MW, ce qui a entraîné une diminution de 1,6 milliard $ des immobilisations corporelles. La diminution a
été en partie contrebalancée par l’acquisition d’un portefeuille éolien d’une puissance de 845 MW, d’une plateforme de
production décentralisée regroupant des actifs en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW et des actifs
en développement d’une puissance de plus de 700 MW aux États-Unis, ainsi que par nos investissements continus dans le
développement d’actifs de production d’électricité et nos dépenses d’investissement de maintien, tous ces facteurs ayant
mené à une augmentation des immobilisations corporelles de 3,3 milliards $.
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 convention d’achat d’électricité à long
terme à l’échelle des centrales hydroélectriques d’Énergie Brookfield situées à New York.
Au moment de la création d’Énergie Brookfield, en 2011, Brookfield a transféré certains projets en développement à
Énergie Brookfield sans contrepartie initiale, mais a le droit de recevoir une contrepartie variable sur les activités
commerciales ou la vente de ces projets.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield, en vertu desquelles Énergie Brookfield a pris le
contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable aux États-Unis, au Brésil, en
Europe et en Asie. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec ses partenaires consortiaux dans le
cadre des activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives
dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par
conséquent, le contrôle de ces entités. Ainsi, Énergie Brookfield inclut les comptes de ces entités dans son périmètre
de consolidation. Énergie Brookfield participe, avec des investisseurs institutionnels, au Brookfield Americas Infrastructure Fund, au
Brookfield Infrastructure Fund II, au Brookfield Infrastructure Fund III, au Brookfield Infrastructure Fund IV, au
Brookfield Infrastructure Debt Fund et au Brookfield Global Transition Fund (les « fonds privés »), chacun de ces fonds
étant soutenu par Brookfield et y étant lié. Énergie Brookfield, de concert avec ses investisseurs institutionnels, a accès à
du financement à court terme au moyen des facilités de crédit des fonds privés.
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 2021, et les montants empruntés portent intérêt au taux 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. Aucuns fonds n’avaient été déposés auprès d’Énergie Brookfield au 30 septembre
2021 (325 millions $ au 31 décembre 2020). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit renouvelable et le dépôt de
Brookfield Asset Management pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 se sont établis à
respectivement 1 million $ et 2 millions $ (respectivement néant et 1 million $ en 2020).
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 18, « Transactions entre parties liées », dans les états financiers consolidés intermédiaires non audités.
Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés
de résultat intermédiaires non audités pour les trimestres et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :
							Trimestres clos		Périodes de neuf mois closes

							les 30 septembre			les 30 septembre

							2021	2020		2021	2020
(EN MILLIONS)

Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions
											.......................................
relatives aux produits			6 $					32 $		89 $	213 $

Coûts d’exploitation directs
												..............................................
Achats d’énergie							— $	1 $		— $	1 $
Frais de commercialisation de l’énergie
											............................................
et autres services							(3)	(1)		(8)	(2)
											........................................
Services d’assurance1							—	(4)		—	(18)

							(3) $	(4) $		(8) $	(19) $

Charge d’intérêts
													.....................................................
Emprunts							(1) $						— $	(2) $	(1) $
					..................
Désactualisation du solde des contrats							(1)	(1)		(10)	(9)

							(2) $	(1) $		(12) $	(10) $
	......................................
Coûts de service de gestion							(71) $	(65) $		(224) $	(151) $
1)		Les honoraires liés aux services d’assurance étaient versés à une filiale de Brookfield Asset Management, laquelle agissait comme courtier
entre des assureurs externes et Énergie Brookfield. À compter de 2020, les honoraires liés aux services d’assurance sont versés directement
aux assureurs externes. Les honoraires versés à la filiale de Brookfield Asset Management pour le trimestre et la période de neuf mois clos
le 30 septembre 2020 se sont établis à moins de 1 million $.


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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 régulières, 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 30 septembre 2021, dans la mesure où les
distributions des parts de société en commandite dépassaient les niveaux cibles trimestriels de 0,2000 $ 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 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 respectivement 20 millions $ et 60 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre et de la
période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 (respectivement 17 millions $ et 48 millions $ en 2020).
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 30 septembre
2021, 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 en 2021 dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités.
Bil ets subordonnés perpétuels En avril 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des
billets subordonnés perpétuels d’une valeur de 350 millions $ à un taux fixe de 4,625 %. Les billets subordonnés
perpétuels sont classés comme une catégorie distincte de participations ne donnant pas le contrôle dans l’état de la
situation financière consolidé d’Énergie Brookfield. Énergie Brookfield a contracté des intérêts de respectivement
4 millions $ et 7 millions $ sur les billets subordonnés perpétuels au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos
le 30 septembre 2021. Les intérêts engagés sur les billets subordonnés perpétuels sont présentés à titre de distributions
dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. Au 30 septembre 2021, la valeur comptable des billets
subordonnés perpétuels était de 340 millions $, 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 30 septembre 2021, aucune
des parts de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée par Énergie Brookfield.
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 pour 200 mil ions $ CA ou 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 en 2021 dans le
cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
Capitaux propres des commanditaires, parts de société en commandite rachetables/échangeables et
actions échangeables Au 30 septembre 2021, Brookfield Asset Management détenait directement et indirectement 308 051 190 parts de société
en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC, soit une
participation d’environ 48 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (soit l’échange de toutes les parts
de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC en circulation). La participation
restante d’environ 52 % est détenue par des investisseurs publics.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, Énergie Brookfield a émis respectivement
63 127 et 156 794 parts de société en commandite (respectivement 46 074 et 150 528 parts de société en commandite en
2020) dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour une valeur totale de respectivement 2 millions $
et 6 millions $ (respectivement 2 millions $ et 5 millions $ en 2020).
Les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le
30 septembre 2021 respectivement 4 766 et 14 408 actions échangeables de BEPC (127 746 actions pour les périodes
correspondantes de 2020) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de moins de
1 million $ (1 million $ en 2020).
En décembre 2020, Énergie Brookfield a renouvelé son offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant
ses parts de société en commandite et a effectué une offre publique de rachat dans le cours normal des activités de ses
actions échangeables de BEPC en circulation. Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à concurrence de 13 740 072 parts
de société en commandite et 8 609 220 actions échangeables de BEPC, soit environ 5 % de chacune des parts de société en
commandite et des actions échangeables de BEPC émises et en circulation. L’offre vient à échéance le 15 décembre 2021,
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 et périodes de neuf mois clos les 30 septembre 2021
et 2020.

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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, se reporter à la « PARTIE 8 –
					Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
					RÉSULTATS AU PRORATA POUR LES TRIMESTRES CLOS LES 30 SEPTEMBRE Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
		au prorata pour les trimestres clos les 30 septembre :

						(GWh)							(EN MILLIONS)
									Fonds provenant
						Production MLT
							Production réelle	Produits				BAIIA ajusté	des activités	Résultat net
							2021				2020		2021	2020	2021	2020									2021	2020					2021	2020	2021		2020
					Hydroélectricité
															............... 2 333 2 151 2 441 2 441 172 $ 160 $ 108 $
					Amérique du Nord	95 $				71 $	60 $							10 $		(18) $
																	...............................	552	1 011		34					48	43	19
					Brésil						663		1 011	36									32					24			4
																	.......................... 1 045
					Colombie						792		858	843					54	49									40	32				28	23		(19)	15
							3 930				3 606		4 310	4 295					260	245									196	159				142	107		10	1
					Énergie éolienne
															...............	797	975		64					64	48	(38)
					Amérique du Nord						832		1 008	57									45					24			(23)
																	.............................
					Europe		168				209		174	217					18	27									17	19				11	13		(4)	(20)
																	...............................	194	208		10					9	7	2
					Brésil						199		208	10									9					7			5
																	.................................
					Asie		107				105		121	121					8	7									5	6				3	6		1	4
							1 266				1 345		1 478	1 554					100	101									95	79				69	50		(39)	(34)
															.....................
					Énergie solaire		556				512		651	592					101	90									91	79				61	51		18	(3)
					Transition énergétique1	..........								373					290		258	177					87	46								58	37			48	33	13		6
																	..........................
					Siège social		—				—													—	—					—	—							6	17			(110)	(84)		(117)	(132)
					Total												.................................. 6 125	5 753		6 697	6 618																		548 $ 482 $ 446 $ 371 $ 210 $ 157 $ (115) $ (162) $
					1)		La production réel e comprend 157 GWh (136 GWh en 2020) 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 instal ations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du
					rendement ».

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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
30 septembre :
							2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Production (GWh) – MLT								...................................................................................	4 310	4 295
	..................................................................................
Production (GWh) – réelle							3 930	3 606
Produits									.........................................................................................................	260 $	245 $
										................................................................................................
Autres produits							34			22
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................						(98)			(108)
									...................................................................................................
BAIIA ajusté							196			159
Charge d’intérêts										..............................................................................................	(49)		(49)
										.................................................................................................
Impôt exigible							(5)			(3)
Fonds provenant des activités	...............................................................................						142 $	107 $
								.....................................................................................
Charge d’amortissement							(86)			(81)
Impôt différé et autres								........................................................................................	(46)			(25)
									....................................................................................................
Résultat net							10 $	1 $
Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production hydroélectrique
pour les trimestres clos les 30 septembre :
	Production réelle			Produits moyens							Fonds provenant
	(GWh)				par MWh1						BAIIA ajusté					des activités		Résultat net
(EN MILLIONS, SAUF	2021			2020	2021		2020					2021						2020	2021		2020	2021		2020
INDICATION CONTRAIRE)
Amérique du Nord
									................. 1 907 1 587 71 $ 62 $ 82 $ 65 $ 57 $ 42 $	6 $ (15) $
États-Unis
									..................... 426
Canada				564	73					71	26					30	14	18	4	(3)
	2 333			2 151	71					65	108					95	71	60	10	(18)
									........................ 552
Brésil				663	62					59	48					32	43	24	19	4
									................... 1 045		56			57	40						32	28	23	(19)	15
Colombie2				792
									......................... 3 930 3 606 66 $ 62 $
Total						196 $ 159 $ 142 $ 107 $	10 $				1 $
1)		Comprennent des profits tirés de la couverture de change réalisés d’environ 5 millions $ inclus dans les autres produits en 2021.
2)		Les produits moyens par MWh ont été ajustés afin de déduire l’incidence des achats d’électricité.

Amérique du Nord Les fonds provenant de nos activités en Amérique du Nord se sont fixés à 71 millions $, comparativement à 60 millions $
pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de la grande disponibilité des actifs, de la
hausse des produits moyens par MWh tirée principalement de l’indexation sur l’inflation et de la production accrue de nos
actifs hydroélectriques aux États-Unis a été contrebalancé en partie par la diminution de la production à nos centrales
hydroélectriques au Canada. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 10 millions $ par rapport à une perte nette de 18 millions $
pour la période correspondante de l’exercice précédent en raison surtout de l’augmentation des fonds provenant des
activités mentionnée ci-dessus et de la hausse des profits latents tirés des résultats des activités de couverture. Brésil
Les fonds provenant des activités au Brésil se sont fixés à 43 millions $, en regard de 24 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de la hausse des produits moyens par MWh en raison de
l’indexation sur l’inflation et des initiatives de renégociation de contrats ainsi que la confirmation du caractère définitif de
la décision favorable rendue relativement aux volumes de production inférieurs historiques attribués à nos centrales aux
termes du mécanisme de mise en commun des intérêts centralisé au Brésil ont été contrebalancés en partie par une
production inférieure à la moyenne à long terme. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 19 millions $ par rapport à 4 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent en raison surtout de l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée
ci-dessus.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Colombie Les fonds provenant des activités en Colombie se sont fixés à 28 millions $, en regard de 23 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent. Les fonds provenant des activités ont été 22 % supérieurs à ceux du trimestre
correspondant de l’exercice précédent, l’avantage tiré des mesures de réduction des coûts, de la hausse de la production
(22 % supérieure à la moyenne à long terme) et de la hausse des produits moyens par MWh sur la production visée par
contrat en raison de l’indexation sur l’inflation et des initiatives de renégociation de contrats ayant été contrebalancé en
partie par des prix du marché moins avantageux réalisés sur notre production non visée par contrat par rapport à ceux du
trimestre correspondant de l’exercice précédent, qui a connu des prix du marché élevés en raison des faibles conditions
hydrologiques inhabituelles pour la saison à l’échelle du réseau. Les fonds provenant des activités ont également pu
compter sur l’apport provenant de l’acquisition de centrales hydroélectriques d’une puissance de 40 MW au cours du
premier trimestre de 2021 (1 million $ et 20 GWh). La perte nette attribuable aux porteurs de parts a été de 19 millions $ par rapport à un résultat net de 15 millions $ pour la
période correspondante de l’exercice précédent, étant donné que l’augmentation des fonds provenant des activités
mentionnée ci-dessus a été plus que contrebalancée par une charge d’impôt différé ponctuelle découlant de la législation
fiscale adoptée au cours du trimestre. 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 30 septembre :
						2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
							...................................................................................
Production (GWh) – MLT						1 478			1 554
Production (GWh) – réelle	..................................................................................					1 266			1 345
								.........................................................................................................
Produits						100 $	101 $
Autres produits									................................................................................................	23			8
	.................................................................................
Coûts d’exploitation directs						(28)			(30)
BAIIA ajusté								...................................................................................................	95			79
									..............................................................................................
Charge d’intérêts						(21)			(28)
Impôt exigible									.................................................................................................	(5)			(1)
	...............................................................................
Fonds provenant des activités						69			50
Charge d’amortissement							.....................................................................................	(75)			(77)
							........................................................................................
Impôt différé et autres						(33)			(7)
Résultat net								....................................................................................................	(39) $	(34) $
Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production éolienne pour les
trimestres clos les 30 septembre :
	Production réelle			Produits moyens						Fonds provenant
	(GWh)				par MWh				BAIIA ajusté					des activités		Résultat net
(EN MILLIONS, SAUF	2021				2020	2021		2020		2021		2020										2021		2020		2021			2020
INDICATION CONTRAIRE)
Amérique du Nord
États-Unis								................. 625	660 75 $ 64 $ 53 $ 32 $ 43 $ 17 $ (24) $ (10) $
								..................... 172
Canada				172	99				94	11										13	5	7	(14)		(13)
	797			832	80				71	64										45	48	24	(38)		(23)
								...................... 168
Europe1				209 122 119	17									19	11	13	(4)		(20)
Brésil								........................ 194	199	54					52	9										9	7	7	2	5
								.......................... 107
Asie				105	89				82	5										6	3	6	1		4
Total								......................... 1 266										1 345	82 $ 76 $ 95 $ 79 $ 69 $ 50 $ (39) $ (34) $
1)	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.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Amérique du Nord Les fonds provenant des activités en Amérique du Nord se sont fixés à 48 millions $, par rapport à 24 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, ce qui s’explique principalement par la croissance découlant de notre
participation accrue dans TerraForm Power et de l’acquisition d’un portefeuille éolien en Oregon d’une puissance de
845 MW, dont l’apport global a été de 4 millions $ aux produits et 26 GWh à la production (déduction faite des ventes
d’actifs) et par un profit réalisé sur la vente d’actifs en développement aux États-Unis. Sur une base comparable, les fonds
provenant des activités ont été conformes à ceux du trimestre correspondant de l’exercice précédent étant donné que
l’avantage tiré de la hausse des produits moyens par MWh en raison de la composition des moyens de production sur les
marchés à prix plus élevés a été contrebalancé par une baisse des ressources. La perte nette attribuable aux porteurs de parts s’est établie à 38 millions $ par rapport à 23 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent du fait surtout que l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-
dessus a été plus que contrebalancée par une hausse des profits latents tirés de la couverture de nos instruments financiers
au cours de la période correspondante de l’exercice précédent. Europe Les fonds provenant des activités en Europe se sont fixés à 11 millions $, comparativement à 13 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison de la vente de notre portefeuille éolien en Irlande au
deuxième trimestre de 2021. Sur une base comparable, les fonds provenant des activités ont été conformes à ceux du
trimestre correspondant de l’exercice précédent. La perte nette attribuable aux porteurs de parts s’est établie à 4 millions $ par rapport à 20 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent, surtout du fait de la vente du portefeuille éolien en Irlande. Brésil Les fonds provenant des activités au Brésil se sont fixés à 7 millions $, ce qui est conforme à ceux du trimestre
correspondant de l’exercice précédent, étant donné que l’avantage tiré des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées
dans nos contrats a été contrebalancé par une baisse des ressources. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 2 millions $, en regard de 5 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent, surtout du fait que l’incidence sur les fonds provenant des activités mentionnée ci-
dessus a été plus que contrebalancée par la hausse de la charge d’amortissement entraînée par l’appréciation du réal par
rapport au dollar américain. Asie Les fonds provenant des activités en Asie se sont fixés à 3 millions $, contre 6 millions $ pour la période correspondante
de l’exercice précédent, l’avantage tiré de la hausse des produits moyens par MWh ayant été plus que contrebalancé par
une hausse de la charge d’intérêts en raison des récentes initiatives de financement. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 1 million $ par rapport à 4 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent surtout du fait de la diminution des fonds provenant des activités mentionnée
ci-dessus.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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
30 septembre :
					2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
						...................................................................................
Production (GWh) – MLT					651			592
Production (GWh) – réelle	..................................................................................				556			512
Produits							.........................................................................................................	101 $	90 $
								................................................................................................
Autres produits					10			7
	.................................................................................				(20)
Coûts d’exploitation directs				(18)
							...................................................................................................	91
BAIIA ajusté				79
								..............................................................................................
Charge d’intérêts					(30)			(27)
								.................................................................................................
Impôt exigible					—			(1)
	...............................................................................
Fonds provenant des activités					61 $	51 $
Charge d’amortissement						.....................................................................................	(42)			(38)
						........................................................................................
Impôt différé et autres					(1)			(16)
Résultat net ............................................................................................................................					18 $	(3) $
Les fonds provenant des activités d’énergie solaire se sont fixés à 61 millions $, comparativement à 51 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de l’apport de notre participation accrue dans
TerraForm Power et de nouvelles centrales mises en service, déduction faite des ventes d’actifs (7 millions $ et 65 GWh).
Sur une base comparable, les fonds provenant des activités ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de
l’exercice précédent.
Le résultat net attribuable aux porteurs de parts de nos activités d’énergie solaire s’est établi à 18 millions $ en regard
d’une perte nette de 3 millions $ pour la période correspondante de l’exercice précédent du fait surtout de l’augmentation
des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus. ACTIVITÉS DE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de transition énergétique pour les trimestres clos les
30 septembre :
					2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
						...................................................................................
Production (GWh) – MLT					258			177
Production (GWh) – réelle	..................................................................................				373			290
							.........................................................................................................
Produits					87 $	46 $
								................................................................................................	4
Autres produits				7
	.................................................................................
Coûts d’exploitation directs					(33)			(16)
							...................................................................................................	58
BAIIA ajusté				37
								..............................................................................................
Charge d’intérêts					(9)			(4)
							...........................................................................................................	(1)
Divers				—
	...............................................................................
Fonds provenant des activités					48 $	33 $
						.....................................................................................	(19)
Charge d’amortissement				(13)
						........................................................................................
Impôt différé et autres					(16)			(14)
							....................................................................................................	13 $
Résultat net				6 $
Les fonds provenant des activités de transition énergétique se sont élevés à 48 millions $, par rapport à 33 millions $ pour
le trimestre correspondant de l’exercice précédent, ce qui s’explique par la croissance de notre portefeuille de production
décentralisée et d’autres acquisitions (10 millions $ et 76 GWh). Sur une base comparable, les fonds provenant des
activités ont augmenté par rapport à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent du fait de la hausse des prix
des services liés à la stabilisation des réseaux fournis par notre centrale d’accumulation par pompage au Royaume-Uni
attribuable aux prix plus élevés et variables de l’électricité.


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Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 13 millions $ par rapport à 6 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent du fait surtout de l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée
ci-dessus. SIÈGE SOCIAL Le tableau suivant présente les résultats du siège social pour les trimestres clos les 30 septembre :
					2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Autres produits						................................................................................................	14 $	21 $
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................				(8)	(4)
						...................................................................................................
BAIIA ajusté					6	17
	..................................................................................
Coûts de service de gestion					(71)	(59)
						..............................................................................................
Charge d’intérêts					(21)	(21)
Impôt exigible						.................................................................................................	—		(1)
Distributions sur les parts de société en commandite privilégiées, les actions privilégiées et
les billets subordonnés perpétuels	.......................................................................				(24)	(20)
	...............................................................................
Fonds provenant des activités					(110) $	(84) $
							........................................................................................
Impôt différé et autres					(7)	(48)
Perte nette						......................................................................................................	(117) $	(132) $
Les coûts de service de gestion totalisant 71 millions $ ont augmenté de 12 millions $ par rapport à ceux de la période
correspondante de l’exercice précédent en raison de la croissance de nos activités.

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RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Le tableau qui suit reflète le BAIIA ajusté et les fonds provenant des activités et présente un rapprochement du résultat net attribuable aux porteurs de parts pour le
trimestre clos le 30 septembre 2021 :
					Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
						participations
						comptabilisées		Attribuables		Hydroélectricité					Énergie éolienne
							selon la		aux
						méthode de la		participations
							mise en	ne donnant pas	Selon	Énergie				Transition		Siège		Amérique	Amérique
						équivalence		le contrôle	les IFRS1	solaire				énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)										du Nord	Brésil									Colombie	du Nord	Europe	Brésil				Asie

Produits ..............................												172 $	34 $							54 $	64 $	18 $	10 $						8 $	101 $		87 $	— $	548 $	(42) $	460 $	966 $
Autres produits ...................												3		26											5		20		3		(1)											1		10			4		14		85		(5)		(38)		42
Coûts d’exploitation directs											(67)		(12)											(19)		(20)		(4)		—											(4)		(20)			(33)		(8)	(187)		23	(128)	(292)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ......................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		—		—		24		11		35

BAIIA ajusté ......................											108		48											40		64		17		9											5		91			58		6		446		—		305
Coûts de service de gestion.											—		—											—		—		—		—											—		—			—		(71)		(71)		—		—		(71)
Charge d’intérêts ................											(38)		(3)											(8)		(15)		(3)		(1)											(2)		(30)			(9)		(21)	(130)		9	(126)	(247)
Impôt exigible ....................												1		(2)											(4)		(1)		(3)		(1)											—		—			(1)		—		(11)		2		(13)		(22)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées ....................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		(14)		(14)		—		—		(14)
Actions privilégiées .........											—		—											—		—		—		—											—		—			—		(6)		(6)		—		—		(6)
Billets subordonnés
perpétuels ......................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		(4)		(4)		—		—		(4)
Quote-part des intérêts et
de l’impôt payé en
trésorerie découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ......................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		—		—		(11)		(11)		(22)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ..................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		—		—		—	(155)	(155)
Fonds provenant
des activités ......................											71		43											28		48		11		7											3		61			48	(110)			210		—		—
Charge d’amortissement .....											(63)		(17)											(6)		(54)		(14)		(5)											(2)		(42)			(19)		(1)	(223)		6	(156)	(373)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ..........................												8		(4)											(1)		(9)		2		1											—		6			(4)		3		2		(1)		20		21
Recouvrement (charge)
d’impôt différé .................												8		(1)											(36)		9		(2)		—											—		3			(2)		14		(7)		5	(119)	(121)
Divers ................................											(14)		(2)											(4)		(32)		(1)		(1)											—		(10)			(10)		(23)		(97)		7		37		(53)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ......................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		—		—		(17)		—		(17)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ..................											—		—											—		—		—		—											—		—			—		—		—		—		218		218
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ..............												10 $	19 $							(19) $	(38) $	(4) $	2 $						1 $	18 $		13 $	(117) $	(115) $	— $	— $	(115) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 4 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 63 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.



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Le tableau qui suit reflète le BAIIA ajusté et les fonds provenant des activités et présente un rapprochement du résultat net attribuable aux porteurs de parts pour le
trimestre clos le 30 septembre 2020 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations
					comptabilisées		Attribuables		Hydroélectricité					Énergie éolienne
						selon la	aux
					méthode de la		participations
						mise en	ne donnant pas	Selon	Énergie				Transition		Siège		Amérique	Amérique
					équivalence		le contrôle	les IFRS1	solaire				énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)								du Nord	Brésil								Colombie	du Nord	Europe	Brésil		Asie

Produits ..............................											160 $	36 $							49 $	57 $	27 $	10 $			7 $	90 $		46 $	— $	482 $	(16) $	401 $	867 $
Autres produits ...................										13		7											2	3	2		1										2	7		7	21		65		(1)		(52)	12
Coûts d’exploitation
directs ...............................										(78)		(11)											(19)	(15)	(10)		(2)										(3)	(18)		(16)	(4)	(176)		9	(114)	(281)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	—		—		8		5	13

BAIIA ajusté .......................										95		32											32	45	19		9										6	79		37	17		371		—		240
Coûts de service de gestion .										—		—											—	—	—		—										—	—		—	(59)		(59)		—		(6)	(65)
Charge d’intérêts .................										(35)		(7)											(7)	(20)	(6)		(2)										—	(27)		(4)	(21)	(129)		4	(108)	(233)
Impôt exigible .....................										—		(1)											(2)	(1)	—		—										—	(1)		—	(1)		(6)		1		(8)	(13)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées.....................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	(14)		(14)		—		—	(14)
Actions privilégiées .........										—		—											—	—	—		—										—	—		—	(6)		(6)		—		—	(6)
Quote-part des intérêts et
de l’impôt payé en
trésorerie découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	—		—		(5)		(2)	(7)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ...................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	—		—		—	(116)	(116)
Fonds provenant
des activités.......................										60		24											23	24	13		7										6	51		33	(84)		157		—		—
Charge d’amortissement ......										(60)		(16)											(5)	(54)	(18)		(3)										(2)	(38)		(13)	(1)	(210)		7	(166)	(369)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ..........................										(25)		—											1	28	(1)		2										2	(28)		—	(12)		(33)		3		68	38
Recouvrement (charge)
d’impôt différé ..................										20		—											(2)	7	3		—										—	4		(3)	10		39		1		—	40
Divers .................................										(13)		(4)											(2)	(28)	(17)		(1)										(2)	8		(11)	(45)	(115)		2		3	(110)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	—		—		(13)		2	(11)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ...................										—		—											—	—	—		—										—	—		—	—		—		—		93	93
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2...............											(18) $	4 $							15 $	(23) $	(20) $	5 $			4 $	(3) $		6 $			(132) $	(162) $		— $	— $	(162) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 5 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 23 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 et aux parts de société en commandite. Le
total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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 attribuable aux porteurs de parts fait l’objet d’un
rapprochement des fonds provenant des activités et du BAIIA ajusté au prorata pour les trimestres clos les 30 septembre :
				2021			2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)

Résultat net attribuable aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires ............................................................................................................						(58) $	(92) $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue
par Brookfield............................................................................................................................................					19			15
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .....................................				(40)	(67)
Actions échangeables de BEPC .....................................................................................................................				(36)	(18)
Résultat net attribuable aux porteurs de parts ....................................................................................................						(115) $	(162) $
Charge d’amortissement ....................................................................................................................................				223	210
(Profit) perte de change et sur les instruments financiers ..................................................................................					(2)			33
Charge (recouvrement) d’impôt différé .............................................................................................................					7		(39)
Divers ................................................................................................................................................................					97		115
Fonds provenant des activités ............................................................................................................................						210 $	157 $
Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ...........................................................					14			14
Actions privilégiées .......................................................................................................................................					6			6
Bil ets subordonnés perpétuels .......................................................................................................................					4			—
Impôt exigible ...................................................................................................................................................					11			6
Charge d’intérêts ...............................................................................................................................................				130	129
Coûts de service de gestion ...............................................................................................................................					71			59
BAIIA ajusté au prorata .....................................................................................................................................						446	371
Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle .................................................................................				305	240
BAIIA ajusté consolidé .....................................................................................................................................						751 $	611 $

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 avec les fonds provenant des activités par part pour les trimestres clos les 30 septembre :
		Trimestres clos
						les 30 septembre
						2021	2020
Résultat de base par part de société en commandite1 ........................................................................................						(0,21) $	(0,29) $
Charge d’amortissement ...................................................................................................................................				0,35	0,34
Perte de change et sur les instruments financiers .............................................................................................					—		0,05
(Recouvrement) charge d’impôt différé ...........................................................................................................				0,01	(0,06)
Divers ..............................................................................................................................................................				0,18	0,21
Fonds provenant des activités par part2 ............................................................................................................				0,33 $	0,25 $
1)	Au cours du trimestre clos le 30 septembre 2021, le nombre moyen de parts de société en commandite en circulation s’est élevé à
274,9 millions (272,6 mil ions en 2020).
2)	Pour le trimestre clos le 30 septembre 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,6 millions (624,6 millions en 2020),
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.
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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Le tableau suivant présente les contrats que nous avons conclus pour les cinq prochains exercices relativement à la
production en Amérique du Nord, en Europe et dans certains autres pays, selon une moyenne à long terme et au prorata. Le
tableau ne tient pas compte du Brésil et de la 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 90 % et 72 % 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)				2021	2022					2023	2024	2025
Hydroélectricité
Amérique du Nord
							États-Unis1 . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...		1 821		7 238							5 348	4 663	4 645
							Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .	501		2 097							2 019	2 006	2 006
				2 322		9 335								7 367	6 669	6 651
Énergie éolienne
Amérique du Nord
							États-Unis . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...	669		2 597							2 597	2 032	2 032
							Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .	392		1 352							1 352	1 352	1 352
				1 061		3 949								3 949	3 384	3 384
Europe . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... ...				250		912								912	912	911
Asie . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ..				78		372								372	349	349
				1 389		5 233								5 233	4 645	4 644
Énergie solaire – services publics . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... .				310		1 845								1 843	1 838	1 836
Transition énergétique . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ..				140		856								856	856	850
Production visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... 4 161					17 269								15 299	14 008	13 981
Production non visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ...				787		3 453								5 423	6 714	6 741
Production moyenne à long terme au prorata . ... ... ... ... .... ... .. 4 948					20 722								20 722	20 722	20 722
Participations ne donnant pas le contrôle . ... ... ... ... .... ... ... . . 3 866					16 073								16 073	16 073	16 073
Production moyenne à long terme totale . ... ... ... ... .... ... ... . ... 8 814					36 795								36 795	36 795	36 795
Production visée par contrat – en % de la production totale
au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ..				84 %				83 %	74 %	68 %		67 %
Prix par MWh – production totale au prorata . ... ... ... ... .... ...				83 $				90 $	97 $	102 $		102 $
1)	Comprend la production de 559 GWh pour 2021, de 2 659 GWh pour 2022 et de 681 GWh pour 2023 garantie par des contrats financiers.
La durée contractuelle résiduelle moyenne pondérée au prorata s’élève à 16 ans en Amérique du Nord, à 14 ans en Europe,
à 10 ans au Brésil, à 3 ans en Colombie et à 17 ans dans l’ensemble de nos autres territoires. 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 (39 %), sociétés de distribution
(28 %), utilisateurs industriels (16 %) et Brookfield (17 %).

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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
		30 septembre	31 décembre				30 septembre	31 décembre
						2021			2020		2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Facilité de crédit de la société mère1	.....................					150 $			— $		150 $	— $
Papier commercial1 ................................................						500						3		500	3

Dette
Billets à moyen terme2 .........................................						2 149		2 140						2 149	2 140
Emprunts sans recours3 ........................................						—								—		17 452	16 006
						2 149		2 140						19 601	18 146
Passifs d’impôt différé, montant net4 .....................						—								—		5 130	5 310

Capitaux propres
Participation ne donnant pas le contrôle ...............						—								—		10 942	11 100
Actions privilégiées ..............................................						610								609		610	609
Billets subordonnés perpétuels .............................						340								—		340	—
Capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées ........................................						881		1 028						881	1 028
Capitaux propres attribuables aux porteurs
de parts .............................................................						7 494		9 030						7 494	9 030
Total de la structure du capital ................................			11 474 $		12 807 $							44 998 $	45 223 $
Ratio d’endettement ................................................						19 %			17 %		44 %	40 %
Ratio d’endettement (valeur de marché)5 ................						8 %	6 %		32 %	27 %
1)		Les ratios d’endettement ne tiennent pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des émissions de
papier commercial, car ils ne sont pas des sources de financement 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 $ (8 millions $ en 2020), déduction faite des primes non amorties.
3)		Les emprunts consolidés sans recours comprenaient un montant de 41 millions $ (15 millions $ en 2020) emprunté aux termes d’une facilité
de crédit-relais d’un fonds privé soutenu par Brookfield et ne tiennent pas compte des coûts de financement différés de 118 millions $
(122 mil ions $ en 2020), ni des primes non amorties de 164 millions $ (63 millions $ en 2020).
4)		Passifs d’impôt différé moins les actifs d’impôt différé.
5)		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 at ribuables aux porteurs de parts.

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LIQUIDITÉS DISPONIBLES Le tableau qui suit résume les liquidités disponibles :
		31 décembre
				30 septembre
					2021	2020
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie attribuables à Énergie Brookfield .................................						340 $	291 $
Placements dans des titres de capitaux propres ........................................................................					170	183
Facilités de crédit de la société mère
Facilités de crédit autorisées ..................................................................................................						2 375	2 150
Emprunts effectués sur les facilités de crédit .........................................................................						(150)	—
Facilité de lettres de crédit autorisée ......................................................................................						400	400
Lettres de crédit émises ..........................................................................................................						(270)	(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ..................................................						2 355	2 250
Tranche non utilisée des facilités de crédit des filiales au prorata ............................................						453	546
Liquidités disponibles ...............................................................................................................						3 318 $	3 270 $
Nous disposons des liquidités nécessaires pour financer nos initiatives de croissance, nos dépenses d’investissement et nos
distributions ainsi que pour faire face aux changements défavorables brusques 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 du financement à plusieurs niveaux qui nous permet de tirer profit des
occasions de recyclage des capitaux et par diverses sources de financement. 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 :
					30 septembre 2021		31 décembre 2020
	Moyenne pondérée					Moyenne pondérée
	Taux						Taux
	d’intérêt	Durée				d’intérêt	Durée
	(%)				(en années)			Total	(%)		(en années)			Total
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Emprunts de la société mère
Billets à moyen terme ..............................................	3,9	13 2 149 $					3,9	14			2 140 $
Facilités de crédit .....................................................	1,3	5						150	s. o.	4			—
Papier commercial ...................................................	0,2	<1						500	0,4	<1			3
Emprunts sans recours au prorata
										Hydroélectricité ..................................................		4,7	8 4 395		4,6	9	4 123
										Énergie éolienne .................................................		3,9	9 2 351		3,9	10	2 540
										Énergie solaire ....................................................		3,3	12 2 642		3,3	13	2 534
										Transition énergétique ........................................		3,4	9 1 029		4,0	11	864
		4,0	10 10 417					4,0	11			10 061
						13 216							12 204
Coûts de financement non amortis au prorata, déduction faite des primes

non amorties ..................................................................................................								(25)	(45)
		13 191						12 159
Emprunts comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence ..............								(340)					(332)
Participations ne donnant pas le contrôle..........................................................								7 439					6 255
Selon les états financiers IFRS .........................................................................		20 290 $						18 082 $


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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 30 septembre 2021 :
				Solde en	Par
				2021	2022	2023			2024	2025	la suite	Total
(EN MILLIONS)
Remboursements de capital des
emprunts1
Billets à moyen terme2 .........................					— $	— $	— $			— $	315 $ 1 834 $ 2 149 $

Emprunts sans recours
										Facilités de crédit3 ..........................			7		51					2	182	—		—		242
										Hydroélectricité ..............................			—		208					462	79	451	1 359	2 559
										Énergie éolienne .............................			—		—					216	—	—		511		727
										Énergie solaire ................................			—		16					135	—	5		423		579
										Transition énergétique ....................			—		39					206	—	152		144		541
				7		314			1 021					261		608	2 437	4 648
Amortissement des remboursements
de capital des emprunts
Emprunts sans recours
										Hydroélectricité ..............................			21		103					97	103	96	1 017	1 437
										Énergie éolienne .............................			50		151					157	163	160		879	1 560
										Énergie solaire ................................			62		147					142	136	137	1 362	1 986
										Transition énergétique ....................			15		60					54	39	32		260		460
				148		461				450					441		425	3 518	5 443
Total ........................................................						155 $	775 $	471 $			702 $ 1 348 $ 7 789 $ 12 240 $
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 financement 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 $ (8 millions $ en 2020), déduction faite des primes non amorties.
3)	Compte non tenu d’emprunts de 326 millions $ effectués sur les facilités de crédit liés aux dépôts affectés en garantie sur nos contrats
d’énergie dérivés.
Nous continuons de nous concentrer sur le refinancement des facilités de crédit à 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 2025 et négocierons en tirant parti du contexte de taux d’intérêt en vigueur.
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 financement, 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, notre société dispose 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											.


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	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	Périodes de neuf mois closes

						les 30 septembre		les 30 septembre
						2021								2020		2021			2020
	(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 ................................................................					353 $			276 $	1 053 $	1 108 $
	Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à
	recevoir de parties liées					(58)			52		5			57
	Variation nette des soldes du fonds de roulement ...........					(67)			(144)	(586)	(148)
						228								184		472	1 017
Activités de financement .................................................						(314)								(5)	1 204			(461)
Activités d’investissement ..............................................						89								(183)	(1 550)			(405)
	Profit (perte) de change sur la trésorerie .........................					(10)								—		(16)			(10)
	(Diminution) augmentation de la trésorerie et des
	équivalents de trésorerie ..............................................					(7) $			(4) $		110 $	141 $
	Activités d’exploitation Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation pour le trimestre et la période de neuf mois clos le
	30 septembre 2021, 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 respectivement 353 millions $ et 1 053 millions $, par
	rapport à respectivement 276 millions $ et 1 108 millions $ en 2020, ce qui traduit le rendement d’exploitation solide de
	notre entreprise au cours des périodes considérées. 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					Périodes de neuf mois closes

						les 30 septembre		les 30 septembre

						2021			2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)
	Créances clients et autres actifs courants ...........................						(158) $			(100) $		(441) $	(19) $
	Dettes fournisseurs et autres créditeurs ..............................						28					(38)	(193)	(76)
	Autres actifs et passifs .......................................................						63						(6)	48			(53)
							(67) $							(144) $		(586) $	(148) $
	Activités de financement Les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités de financement ont totalisé respectivement 314 millions $ et
	1 204 millions $ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021. Notre solide situation financière et
	l’accès à diverses sources de financement nous ont permis de financer notre croissance et de générer un produit de
	respectivement 419 millions $ et 1 668 millions $ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021,
	provenant de financements du siège social et de financements additionnels sans recours ainsi que de notre première
	émission de billets subordonnés perpétuels verts d’une valeur de 340 millions $ réalisés au cours du deuxième trimestre de
	2021. Au cours du trimestre clos le 30 septembre 2021, nous avons racheté nos parts de société en commandite
	privilégiées de série 9 pour 153 millions $.
	Les distributions versées pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 aux porteurs de parts
	s’élevaient à respectivement 213 millions $ et 642 millions $ (respectivement 202 millions $ et 567 millions $ en 2020).
	Sur une base annualisée, nous avons porté nos distributions à 1,215 $ par part de société en commandite en 2021 (1,16 $
	en 2020), soit une hausse de 5 % par part de société en commandite à partir du premier trimestre de 2021. 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
	respectivement 223 millions $ et 645 millions $ (105 millions $ et 425 millions $ en 2020) pour le trimestre et la période
	de neuf mois clos le 30 septembre 2021. Les apports en capital au titre des participations ne donnant pas le contrôle se sont
	établis à respectivement (137) millions $ et 658 millions $, déduction faite des remboursements de capital effectués au
	cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021.


	Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2020, les flux de trésorerie affectés aux activités de
financement se sont établis à respectivement 5 millions $ et 461 millions $, le produit tiré de notre première émission de
parts privilégiées de série 17 d’une valeur de 200 millions $ sur le marché américain au cours du premier trimestre de
2020, de notre émission d’obligations vertes de la société mère de 10 ans d’une valeur de 350 millions $ CA
(248 millions $) et de notre émission d’obligations vertes de 30 ans de la société mère d’une valeur de 425 millions $ CA
(313 millions $) et le produit net tiré des financements additionnels sans recours du papier commercial et des facilités de
crédit de la société mère, qui ont servi à financer la croissance de nos activités comme il est mentionné ci-après, ont été
plus que contrebalancés par le remboursement d’emprunts, y compris le remboursement, avant l’échéance, des billets à
moyen terme de série 8 d’une valeur de 400 millions $ CA (304 millions $).
Activités d’investissement Les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités d’investissement pour le trimestre et la période de neuf mois
clos le 30 septembre 2021 se sont établis à respectivement 89 millions $ et 1 550 millions $. Au cours de l’exercice, nous
avons recyclé les capitaux tirés de la vente de portefeuilles éoliens en Europe et aux États-Unis conclue aux deuxième et
troisième trimestres de 2021, d’un montant de respectivement 379 millions $ et 448 millions $, en investissant dans des
occasions de croissance plus rentables, soit à hauteur de 1 481 millions $, dans le but de faire l’acquisition, entre autres,
d’un portefeuille d’énergie éolienne d’une puissance de 845 MW, d’une plateforme de production décentralisée aux États-
Unis composée d’actifs solaires en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW ainsi que d’un portefeuille
de projets de développement composé d’actifs en développement de plus de 700 MW et d’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 soutenu dans
nos immobilisations corporelles, y compris la construction de projets de développement d’énergie solaire au Brésil d’une
puissance de 1 800 MW dont des actifs de 357 MW qui ont commencé leurs activités commerciales au cours du trimestre,
et le maintien de l’initiative de rééquipement des projets existants, a atteint respectivement 298 millions $ et
831 millions $ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021.
Les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le
30 septembre 2020 se sont établis à respectivement 183 millions $ et 405 millions $. Nos initiatives de croissance, comme
l’acquisition de centrales d’énergie solaire en Espagne d’une puissance de 100 MW, les investissements additionnels dans
des actifs financiers, le développement d’actifs de production d’électricité ainsi que les dépenses d’investissement de
maintien, ont totalisé respectivement 94 millions $ et 419 millions $ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le
30 septembre 2020. Les investissements étaient financés par le produit tiré de nos mesures de recyclage de capitaux
s’élevant à respectivement 16 millions $ et 121 millions $ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre
2020 et de nos activités de financement mentionnées ci-haut.



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ACTIONS, PARTS ET BILLETS EN CIRCULATION Les actions, les parts et les billets en circulation sont comme suit :
				30 septembre	31 décembre
					2021	2020
Actions privilégiées de catégorie A1 ..................................................................................... 31 035 967		31 035 967
Billets subordonnés perpétuels ...........................................................................................				14 000 000			—
Parts privilégiées2
Solde au début de l’exercice ................................................................................................				52 885 496	44 885 496
Émission ..............................................................................................................................					—	8 000 000
Rachat de parts de société en commandite privilégiées .......................................................				(8 000 000)			—
Solde à la fin de la période .....................................................................................................				44 885 496	52 885 496
Participation de commandité3 .............................................................................................				3 977 260	3 977 260
Parts de société en commandite rachetables/échangeables ............................................... 194 487 939		194 487 939
Actions échangeables de BEPC ........................................................................................... 172 205 005		172 180 417
Parts de société en commandite
Solde au début de l’exercice ................................................................................................				274 837 890	268 466 704
Émises après la fusion avec TerraForm Power .....................................................................					—	6 051 704
Régime de réinvestissement des distributions ......................................................................					156 794		182 965
Échangées contre des actions échangeables de BEPC .........................................................					14 408		136 517
Solde à la fin de la période .....................................................................................................				275 009 092	274 837 890
Total des parts de société en commandite, compte tenu d’un échange intégral3 .....................				641 702 036	641 506 246
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 : 2 885 496 parts privilégiées de série 5 sont en circulation; 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.
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 Les dividendes et distributions déclarés et versés sont comme suit :
						Trimestres clos	Périodes de neuf mois closes

						les 30 septembre		les 30 septembre
		Déclarés		Versés						Déclarés		Versés
		2021				2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020
(EN MILLIONS)
Actions privilégiées de catégorie A .......................			6 $				6 $		6 $					6 $	19 $	19 $	19 $ 19 $
Billets subordonnés perpétuels ..............................			4				—		5					—	7	—	5 —
Parts de société en commandite privilégiées de
catégorie A ........................................................		14 14 15 15 43 40 44 38
Participations ne donnant pas le contrôle ayant
droit au résultat net dans les filiales en
exploitation ........................................................		197 86 197 84 577 370 577 368
Participation de commandité et distributions
incitatives ..........................................................			21 18 21 18 63 52 62 50
Parts de société en commandite
rachetables/échangeables ...................................		59				51		57					56	176 193 175 198
Actions échangeables de BEPC .............................			52 66 52 50 156 66 156 50
Parts de société en commandite .............................			84 74 83 78 251 270 249 269

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES Se reporter à la note 17, « 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, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des
billets subordonnés perpétuels à un taux fixe de 4,625 %. 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 ».
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					Périodes de neuf mois closes
			les 30 septembre					les 30 septembre
(EN MILLIONS)						2021						2020		2021		2020
Produits1 ............................................................................................			— $				— $	— $	— $

Profit brut ..........................................................................................			—					—		—			—
			28
Produits des dividendes reçus des filiales non garantes .....................							27		196			287
			3
Résultat net ........................................................................................							9			189	259
1)	Le total des produits d’Énergie Brookfield pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 s’est établi à
respectivement 966 millions $ et 3 005 millions $ (respectivement 867 millions $ et 2 858 millions $ en 2020).


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				30 septembre	31 décembre
					2021	2020
(EN MILLIONS)
Actifs courants1 ............................................................................................................................................					1 117 $	582 $
Total de l’actif2, 3...........................................................................................................................................					2 648	1 958
Passifs courants4 ...........................................................................................................................................					7 520	6 544
Total du passif5 .............................................................................................................................................					7 779	6 758
1)	Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 1 103 millions $ (567 millions $ en 2020).
2)	Aux 30 septembre 2021 et 31 décembre 2020, le total de l’actif d’Énergie Brookfield s’élevait à respectivement 49 887 millions $ et
49 722 millions $.
3)	Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 2 554 millions $ (1 856 millions $ en 2020).
4)	Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 828 millions $ (6 048 millions $ en 2020).
5)	Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 829 millions $ (6 049 millions $ en 2020).
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 30 septembre 2021, les lettres de crédit émises totalisaient 924 millions $
(716 millions $ en 2020).
Aux termes d’un jugement sommaire défavorable rendu dans le cadre d’un litige portant sur un ancien différend
contractuel touchant sa filiale TerraForm Power et par suite duquel le tribunal a accordé aux demandeurs un montant
d’environ 231 millions $, plus les intérêts non composés annuels de 9 % courus au taux prévu par la loi de l’État de
New York depuis mai 2016, un cautionnement correspondant au montant accordé aux termes du jugement, plus les intérêts
additionnels d’une année à un taux de 9 % appliqué sur le montant du jugement, a été déposé auprès du tribunal. Au cours
de l’exercice, TerraForm Power a conclu une entente de règlement définitive avec les demandeurs et le cautionnement a
été entièrement et inconditionnellement libéré. Se reporter à la note 17, « Engagements, éventualités et garanties », des
états financiers consolidés intermédiaires non audités pour de plus amples renseignements :

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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 :
			2021						2020	2019

							T3	T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
	........................................................... 13 776 16 092 14 099 14 333 13 446 15 527 14 151 13 850
Production totale (GWh) – MLT
	.......................................................... 13 533 14 683 13 828 13 247 12 007 13 264 14 264 12 465
Production totale (GWh) – réelle
	.....................................................		8 356 7 602 7 354 6 618 7 309 6 717 6 561
Production au prorata (GWh) – MLT							6 697
	....................................................		7 013 7 375 6 583 5 753 6 552 7 164 5 977
Production au prorata (GWh) – réelle							6 125
										$ 867 $ 942 $ 1 049 $ 965 $
Produits..................................................................................................................							966 $ 1 019 $ 1 020 $	952
											.......................................	(133) (120) (162)
Résultat net attribuable aux porteurs de parts							(115)	(63)								(42)	20	(74)
					................................
Résultat de base par part de société en commandite							(0,21) (0,13) (0,24) (0,22) (0,29) (0,11) 0,01 (0,15)
														.....................................................................	717 611					761
BAIIA ajusté consolidé							751	927										686	673	727
														.....................................................................	456 371					391
BAIIA ajusté au prorata							446	510										489	396	348
	..............................................................												201 157				217
Fonds provenant des activités							210	268										242	232	171
	....................................................											0,38 0,31 0,25 0,40 0,37
Fonds provenant des activités par part							0,33	0,42			0,29
											.........................................	0,30 0,29 0,29 0,29 0,29
Distribution par part de société en commandite							0,30	0,30			0,27




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RÉSULTATS AU PRORATA POUR LES PÉRIODES DE NEUF MOIS CLOSES LES 30 SEPTEMBRE Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
		au prorata pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre :
				(GWh)					(EN MILLIONS)
									Fonds provenant des
						Production réelle	Production MLT		Produits				BAIIA ajusté			activités		Résultat net
						2021				2020	2021	2020			2021	2020						2021	2020				2021			2020	2021							2020
Hydroélectricité
Amérique du Nord															7 911			9 349	9 254	9 254						567 $ 642 $ 377 $ 457 $					265 $		352 $			(2) $						64 $
Brésil						2 816				2 814	2 997	2 997			131	136							129							114				113			94		46						38
Colombie															2 850			2 033	2 551	2 511					160	154							117						93			88		67		23			49
						13 577 14 196 14 802 14 762	858	932						623						664					466				513			67							151
Énergie éolienne
Amérique du Nord						2 965				2 428	3 856	2 890			272	173							224							138				164			85		(94)						(40)
Europe						767	569							826	645				90	64								151							45			134		34			37					(40)
Brésil						461	411							502	502				24	21								19							18			13		13			—					1
Asie						348	305							338	339				24	20								17							17			11		13			3					5
						4 541				3 713	5 522	4 376			410	278							411							218				322			145		(54)						(74)
Énergie solaire															1 421	980								1 635	1 172					280	168						231				148			144			88	9		(24)
Transition énergétique1						974	580							696	334				235	115								162							92			125		77			30					22
Siège social															—	—								—	—					—	—						18					36			(337)		(217)	(363) (259)
Total																	20 513 19 469 22 655 20 644 1 783 $ 1 493 $ 1 445 $ 1 158 $				720 $			606 $			(311) $ (184) $
1)	La production réel e comprend 352 GWh (278 GWh en 2020) 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 ».

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RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Le tableau qui suit reflète le BAIIA ajusté, les fonds provenant des activités et les fonds provenant des activités ajustés et présente un rapprochement du résultat net
attribuable aux porteurs de parts pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations
					comptabilisées	Attribuables		Hydroélectricité							Énergie éolienne
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas			Selon	Énergie							Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire					énergétique	social	Total	(EN MILLIONS)															du Nord	Brésil													Colombie	du Nord			Europe	Brésil	Asie

Produits .............................												567 $	131 $							160 $	272 $			90 $	24 $	24 $								280 $	235 $	— $	1 783 $	(119) $	1 341 $				3 005 $
Autres produits ..................											20		35															14		28		93		—						1						20		12		41		264		(10)		(7)			247
Coûts d’exploitation directs										(210)		(37)															(57)		(76)		(32)		(5)						(8)						(69)		(85)		(23)	(602)		59	(447)		(990)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ......................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		—		—		70		32			102

BAIIA ajusté ......................											377		129															117		224		151		19						17						231		162		18	1 445		—		919
Coûts de service de gestion											—		—															—		—		—		—						—						—		—	(224)		(224)		—		—		(224)
Charge d’intérêts ................										(110)		(10)															(21)		(57)		(14)		(5)						(6)						(86)		(36)		(62)	(407)		22	(341)		(726)
Impôt exigible ....................											(2)		(6)															(8)		(3)		(3)		(1)						—						(1)		(1)		—		(25)		3		(38)			(60)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées....................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		(43)		(43)		—		—			(43)
Actions privilégiées ........											—		—															—		—		—		—						—						—		—		(19)		(19)		—		—			(19)
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 ......................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		—		—		(25)		(22)			(47)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ..................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		—		—		—	(518)		(518)
Fonds provenant
des activités......................											265		113															88		164		134		13						11						144		125	(337)			720		—		—
Charge d’amortissement .....										(194)		(48)															(19)		(175)		(55)		(12)						(7)	(131)						(63)		(2)	(706)		32	(446)		(1 120)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers .........................											(50)		—															(2)		(43)		1		—						—						18		(4)		15		(65)		(1)		88					22
Charge d’impôt différé .......											38		(1)															(40)		16		(1)		—						(1)						3		(3)		41		52		7	(127)			(68)
Divers ................................											(61)		(18)															(4)		(56)		(42)		(1)						—						(25)		(25)		(80)	(312)		14		110		(188)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence ......................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		—		—		(52)		—			(52)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ..................											—		—															—		—		—		—						—						—		—		—		—		—		375			375
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2..............												(2) $	46 $							23 $	(94) $					37 $	— $	3 $								9 $	30 $			(363) $	(311) $	— $	— $	(311) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 3 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 143 millions $ est
composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et aux
parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées, aux actions privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Le tableau qui suit reflète le BAIIA ajusté, les fonds provenant des activités et les fonds provenant des activités ajustés et présente un rapprochement du résultat net
attribuable aux porteurs de parts pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2020 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations
					comptabilisées	Attribuables		Hydroélectricité							Énergie éolienne
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas			Selon	Énergie							Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire					énergétique	social	Total	(EN MILLIONS)												du Nord	Brésil									Colombie	du Nord			Europe	Brésil	Asie

Produits ..............................												642 $	136 $							154 $	173 $			64 $	21 $	20 $					168 $	115 $	— $	1 493 $	(54) $	1 419 $		2 858 $
Autres produits ...................											25		16														10	7	5						2		4		19		17		51		156		(2)	(103)				51
Coûts d’exploitation directs.											(210)		(38)														(71)	(42)	(24)		(5)						(7)		(39)		(40)		(15)	(491)		25	(451)		(917)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................																																															31		22				53

BAIIA ajusté .......................											457		114														93	138	45		18						17		148		92		36	1 158		—		887
Coûts de service de gestion .											—		—														—	—	—		—						—		—		—	(132)		(132)		—		(19)		(151)
Charge d’intérêts .................											(103)		(15)														(21)	(53)	(11)		(4)						(4)		(60)		(14)		(62)	(347)		14	(400)		(733)
Impôt exigible .....................											(2)		(5)														(5)	—	—		(1)						—		—		(1)		—		(14)		2		(17)		(29)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ......											—		—														—	—	—		—						—		—		—		(40)		(40)		—		—		(40)
Actions privilégiées .........											—		—														—	—	—		—						—		—		—		(19)		(19)		—		—		(19)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................											—		—														—	—	—		—						—		—		—		—		—		(16)		(9)		(25)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ...................											—		—														—	—	—		—						—		—		—		—		—		—	(442)		(442)
Fonds provenant
des activités.......................											352		94														67	85	34		13						13		88		77	(217)			606		—		—
Charge d’amortissement ......											(177)		(52)														(16)	(132)	(41)		(10)						(7)		(72)		(31)		(2)	(540)		20	(510)		(1 030)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ..........................											(39)		7														—	32	(12)						1		(1)		(43)		(1)		(12)		(68)		7		73				12
Charge
d’impôt différé ..................											(2)		1														(5)	6	3		—						1		4		(3)		25		30		(2)		—				28
Divers .................................											(70)		(12)														3	(31)	(24)		(3)						(1)		(1)		(20)		(53)	(212)		2		85		(125)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .......................											—		—														—	—	—		—						—		—		—		—		—		(27)		(5)		(32)
Résultat net attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ...................											—		—														—	—	—		—						—		—		—		—		—		—		357		357
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2...............												64	38							49	(40)			(40)	1	5					(24)	22	(259)	(184)	—	—		(184)
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 4 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 85 millions $ est composé
des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et aux
parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées et aux actions privilégiées.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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 attribuable aux porteurs de parts fait l’objet d’un
rapprochement des fonds provenant des activités et du BAIIA ajusté au prorata pour les périodes de neuf mois closes les
30 septembre :
					Périodes de neuf mois closes

						les 30 septembre

						2021	2020
(EN MILLIONS)

Résultat net attribuable aux éléments suivants :

Capitaux propres des commanditaires ...............................................................................................						(159) $	(123) $

Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield ...........		58	46
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .........................................						(111)		(89)

Actions échangeables de BEPC ........................................................................................................						(99)	(18)

Résultat net attribuable aux porteurs de parts ......................................................................................						(311) $	(184) $

Ajusté en fonction de la quote-part au prorata des éléments suivants :

Charge d’amortissement ....................................................................................................................						706	540

Perte de change et sur les instruments financiers ..............................................................................		65	68

Recouvrement d’impôt différé ..........................................................................................................						(52)	(30)

Divers ................................................................................................................................................						312	212

Fonds provenant des activités ..............................................................................................................						720 $	606 $

Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ...............................................		43		40

Actions privilégiées ............................................................................................................................		19	19

Billets subordonnés perpétuels ..........................................................................................................		7	—

Impôt exigible ......................................................................................................................................		25	14

Charge d’intérêts ..................................................................................................................................						407	347

Coûts de service de gestion ..................................................................................................................						224	132
		1 158
BAIIA ajusté au prorata .......................................................................................................................					1 445

Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ...................................................................						919	887
		2 045 $
BAIIA ajusté consolidé ........................................................................................................................						2 364 $

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 avec les fonds provenant des activités par part pour les périodes de neuf mois closes les
30 septembre :
					Périodes de neuf mois closes

						les 30 septembre

						2021	2020

Résultat de base par part de société en commandite1 ..........................................................................						(0,58) $ (0,39) $
Charge d’amortissement .....................................................................................................................						1,09	0,90
Perte de change et sur les instruments financiers ................................................................................						0,10		0,11
(Recouvrement) charge d’impôt différé ..............................................................................................						(0,08) (0,05)
Divers .................................................................................................................................................						0,59	0,44
Fonds provenant des activités par part2 ...............................................................................................						1,12 $	1,01 $
1)	Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est élevé à
274,9 millions (269,9 mil ions en 2020).
2)	Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à
645,6 millions (597,5 mil ions en 2020), 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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 consolidés intermédiaires non 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 ainsi que 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 ou incertitude ni aucun engagement
ou événement 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 Modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 en ce qui concerne les informations à fournir Le 27 août 2020, l’IASB a publié les modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 découlant de la
réforme des taux d’intérêt de référence (les « modifications issues de la phase II »), qui entreront en vigueur le 1er janvier
2021 et dont l’adoption anticipée est permise. Les modifications issues de la phase II offrent d’autres indications pour
traiter de questions qui seront soulevées pendant la transition des taux d’intérêt de référence. Ces modifications se
rapportent principalement à la modification des actifs financiers, des passifs financiers et des obligations locatives à
l’égard desquels la base de détermination des flux de trésorerie contractuels change en raison de la réforme des taux
interbancaires offerts (« TIO »), permettant l’application prospective du taux d’intérêt de référence applicable et le recours
à la comptabilité de couverture, et introduisant par le fait même une exception selon laquelle les modifications qui doivent
être apportées à la désignation formelle et à la documentation des relations de couverture pour tenir compte des
changements requis en vertu de la réforme des TIO n’entraînent pas la cessation de la comptabilité de couverture ou la
désignation de nouvelles relations de couverture.
Énergie Brookfield a effectué une évaluation et a mis en œuvre un plan de transition pour tenir compte des incidences et
refléter les changements découlant des modifications aux modalités contractuelles des emprunts à taux variable et des
swaps de taux d’intérêt indexés à des TIO, et de la mise à jour des désignations de ses couvertures. L’adoption ne devrait
pas avoir d’incidence importante sur la présentation de l’information financière d’Énergie Brookfield.


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MODIFICATIONS FUTURES DE MÉTHODES COMPTABLES Modifications d’IAS 1, (« 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. 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 évalue actuellement
l’incidence de ces modifications. À l’heure actuelle, aucune des modifications futures qui seront apportées aux IFRS n’est 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 de la période de neuf mois close
le 30 septembre 2021 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, avec des partenaires institutionnels, a convenu de faire l’acquisition
d’une participation initiale de 26 % dans un portefeuille d’actifs en exploitation et en développement en Espagne et au
Mexique d’une puissance de 750 MW. Des capitaux propres d’un total de 220 millions $ (montant net de 55 millions $
pour Énergie Brookfield) devraient être investis dans ce projet, ce qui pourrait potentiellement faire passer la participation
financière à près de 60 %. La clôture de la transaction devrait avoir lieu au cours de 2022, sous réserve des conditions de
clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 % dans ce placement.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue
d’acquérir aux États-Unis trois projets de développement d’énergie solaire commerciaux de qualité supérieure rendus à un
stade avancé, pour une puissance installée totale d’environ 475 MW et un placement totalisant 135 millions $ (montant
d’environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield). La clôture de la transaction devrait avoir lieu au cours de 2022, sous
réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.


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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 donnent 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 des trimestres, 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.
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.


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Le risque d’une production insuffisante au Brésil continue d’être réduit au minimum grce à notre participation dans le
MRE 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, en vertu desquelles Énergie Brookfield a pris le
contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable aux États-Unis, au Brésil, en
Europe et en Asie. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec ses partenaires consortiaux dans le
cadre des activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives
dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par
conséquent, le contrôle de ces entités. Ainsi, Énergie Brookfield inclut les comptes de ces entités dans son périmètre
de consolidation. En ce qui concerne les entités auparavant contrôlées par Brookfield Asset Management, les conventions de vote conclues
ne représentent pas un regroupement d’entreprises comme l’entend IFRS 3, 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 2020.
MESURE DU RENDEMENT Informations sectoriel es Nos activités sont réparties selon les secteurs suivants : 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire,
4) transition énergétique (production décentralisée, accumulation par pompage, cogénération et biomasse) et 5) siège
social, et les catégories hydroélectricité et énergie éolienne sont également réparties par secteur géographique
(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.
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.
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 – Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS ».


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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 participation

financière et ne sont pas nécessairement représentatifs du droit à l’égard des actifs et des passifs ou des produits

et des 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.

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 billets 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

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Rapport intermédiaire

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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 utilise les 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 ayant un
effet de trésorerie) et de certains éléments sans effet de trésorerie (p. ex. l’impôt différé, la charge d’amortissement, la
composante hors 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 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 représentatifs des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation ou
des résultats d’exploitation établis conformément aux IFRS. 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 de la dette 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’un placement consolidé. Si un projet donné ne génère pas des flux de trésorerie suffisants pour régler
				l’intégralité des paiements liés à la dette connexe, la direction peut décider, à sa discrétion, de régler
				l’insuffisance au moyen d’une injection de capitaux en vue d’éviter un manquement à l’obligation. Une telle
				insuffisance pourrait ne pas être apparente ou ne pas être équivalente à l’écart entre le BAIIA ajusté au prorata
				global de l’ensemble des placements compris dans le portefeuille d’Énergie Brookfield et la dette au prorata
				globale de l’ensemble des placements compris 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 intermédiaire 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 peuvent comprendre des estimations, des plans, des attentes, des opinions,
des prévisions, des projections, des directives ou d’autres énoncés qui ne sont pas des énoncés de fait. Les énoncés
prospectifs figurant dans le présent rapport intermédiaire comprennent la qualité des actifs d’Énergie Brookfield et la
résistance des flux de trésorerie qu’ils généreront, la performance financière et le ratio de distribution prévus d’Énergie
Brookfield, la future mise en service d’actifs, la nature du portefeuille sous contrat, la diversification des technologies, les
occasions d’acquisition, la conclusion prévue d’acquisitions et de cessions, les occasions de financement et de
refinancement, l’admissibilité de BEPC à un indice, la capacité de BEPC à attirer de nouveaux investisseurs ainsi que le
rendement et les perspectives futurs de BEPC et de BEP, 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, les politiques relatives à l’énergie, la croissance économique, le potentiel de croissance de la
catégorie d’actifs d’énergie renouvelable, les perspectives de croissance future et le profil de distribution d’Énergie
Brookfield ainsi que l’accès d’Énergie Brookfield aux capitaux. 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 », « cible » ou « croit », 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 intermédiaire sont 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 les changements dans les conditions hydrologiques à
nos centrales hydroélectriques, dans le régime des vents à nos installations d’énergie éolienne, dans le rayonnement
solaire à nos centrales d’énergie solaire ou dans les conditions météorologiques en général, 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 conventions d’achat
d’électricité qui viennent à échéance; 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; l’augmentation de la production ne
faisant pas l’objet d’engagements contractuels dans notre portefeuille; les risques généraux liés au secteur qui portent sur
les marchés de l’électricité dans lesquels nous exerçons nos activités; la fin du système d’équilibrage du MRE au Brésil ou
tout changement de celui-ci; la réglementation accrue à laquel e nos activités sont assujetties; 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; les ruptures de barrage et le coût et les responsabilités
éventuelles liés à ces ruptures; les cas de force majeure, les pertes non assurables et la hausse du coût des primes
d’assurance; l’évolution défavorable des taux de change et notre incapacité à gérer efficacement l’exposition aux
monnaies étrangères; la disponibilité et l’accès aux installations d’interconnexion et aux réseaux de transport; les risques
liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement; les risques liés à la commercialisation de l’énergie; les différends, les
enquêtes des organismes de réglementation et gouvernementaux, et les litiges; 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 que nos activités soient touchées par des
collectivités locales; les cas de fraude, de subornation ou de corruption, d’autres actes illégaux, les procédés ou les
systèmes internes inadéquats ou défaillants; l’acquisition de sociétés en difficultés financières qui pourraient nous
assujettir à des risques accrus, y compris devoir engager des honoraires juridiques supplémentaires et d’autres frais;

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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;
les conflits de travail et les conventions collectives défavorables sur le plan économique; 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 notes de crédit; notre
incapacité à repérer des occasions d’investissement suffisantes et à réaliser les opérations; la croissance de notre
portefeuille et notre incapacité à réaliser les avantages anticipés de ses opérations ou de ses 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 connexes; les arrangements que nous concluons avec les collectivités et les
coparticipants; 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; 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; les changements apportés aux politiques gouvernementales prévoyant des mesures incitatives
en matière d’énergies renouvelables; 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 futures et les émissions de nos parts de société en commandite, parts de société en
commandite 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 parts de société en commandite privilégiées; 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
américaine 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; 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 l’intérêt d’Énergie Brookfield ou de ses porteurs de parts; la gravité,
la durée et la propagation de la COVID-19 ainsi que les impacts directs et indirects que peut avoir le virus; l’impact plus
vaste des changements climatiques; la défaillance des systèmes technologiques de BEPC; le fait d’être partie à des
différends et litiges et de faire l’objet d’enquêtes par des organismes de réglementation et gouvernementaux; les variations
du cours des parts de société en commandite; et le rachat, à tout moment, des actions échangeables de BEPC ou,
moyennant un préavis, par le porteur des actions de catégorie B de BEPC. 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 intermédiaire, 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 plus de renseignements sur ces risques connus et inconnus, se reporter à la rubrique « Facteurs de risque » dans le
formulaire 20-F de BEP et tout autre risque et facteur décrits dans ce formulaire.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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MISE EN GARDE CONCERNANT LES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Le présent rapport intermédiaire comprend des références à certaines informations au prorata, au BAIIA ajusté, aux fonds
provenant des activités, aux fonds provenant des activités par part et à la dette au prorata (collectivement, les « mesures
non conformes aux IFRS d’Énergie Brookfield ») 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 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 les mesures
non conformes aux IFRS d’Énergie Brookfield 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. Notre rapport de gestion présente un rapprochement du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités par rapport au
résultat net. Nous présentons également, à la note 5, « Informations sectorielles », des états financiers consolidés
intermédiaires non audités, un rapprochement du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités par rapport au
résultat net.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
						30 septembre	31 décembre
NON AUDITÉ					Notes		2021	2020
(EN MILLIONS)
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie............................................................................................. 13							537 $	431 $
Liquidités soumises à restrictions .................................................................................................... 14							374	208
Créances clients et autres actifs courants ........................................................................................ 15							1 280	928
Actifs liés à des instruments financiers ...........................................................................................					4		60	62
Montants à recevoir de parties liées ................................................................................................ 18							33	56
Actifs détenus en vue de la vente ....................................................................................................							57	57
							2 341	1 742
Actifs liés à des instruments financiers ..............................................................................................					4		341	407
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence..................................... 12							952	971
Immobilisations corporelles à la juste valeur.....................................................................................					7		44 031	44 590
Immobilisations incorporelles.............................................................................................................							222	232
Goodwill ...............................................................................................................................................					2		977	970
Actifs d’impôt différé ..........................................................................................................................					6		220	205
Autres actifs non courants ...................................................................................................................							803	605
Total de l’actif .....................................................................................................................................							49 887 $	49 722 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ........................................................................................... 16							689 $	625 $
Passifs liés à des instruments financiers .........................................................................................					4		426	283
Montants à payer à des parties liées ................................................................................................ 18							164	506
Emprunts de la société mère ............................................................................................................					8		500	3
Emprunts sans recours......................................................................................................................					8		1 352	1 026
Provisions ..........................................................................................................................................							37	304
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...........................................							6	14
							3 174	2 761
Passifs liés à des instruments financiers.............................................................................................					4		555	668
Emprunts de la société mère ...............................................................................................................					8		2 292	2 132
Emprunts sans recours .........................................................................................................................					8		16 146	14 921
Passifs d’impôt différé.........................................................................................................................					6		5 350	5 515
Provisions .............................................................................................................................................							771	712
Autres passifs non courants.................................................................................................................							1 332	1 246
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation .............................................................................................................................. 9							10 942	11 100
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield .... 9							46	56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ................. 9							2 257	2 721
Actions échangeables de BEPC ....................................................................................................... 9							1 999	2 408
Actions privilégiées .......................................................................................................................... 9							610	609
Billets subordonnés perpétuels ........................................................................................................ 9							340	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ............................................ 10							881	1 028
Capitaux propres des commanditaires................................................................................................ 11							3 192	3 845
Total des capitaux propres ...............................................................................................................							20 267	21 767
Total du passif et des capitaux propres ..........................................................................................							49 887 $	49 722 $
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		30 septembre 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
					Trimestres clos	Périodes de neuf mois closes
NON AUDITÉ
					les 30 septembre		les 30 septembre
	Notes					2021		2020										2021		2020
(EN MILLIONS, SAUF LES DONNÉES PAR PART)
Produits ...........................................................	18					966 $		867 $										3 005 $		2 858 $
Autres produits ................................................			42	12										247			51
Coûts d’exploitation directs..............................						(292)		(281)										(990)		(917)
Coûts de service de gestion ..............................	18					(71)		(65)										(224)		(151)
Charge d’intérêts .............................................	8					(247)		(233)										(726)		(733)
Quote-part des résultats découlant des
participations comptabilisées selon la

méthode de la mise en équivalence ...............	12	(4)	(5)									3	(4)
Profit de change et sur les instruments

financiers .....................................................	4	21	38									22	12
Charge d’amortissement...................................	7					(373)		(369)										(1 120)		(1 030)
Divers .............................................................						(53)		(110)										(188)		(125)
Recouvrement (charge) d’impôt
Exigible ..........................................................	6					(22)		(13)										(60)		(29)
Différé ............................................................	6					(121)		40										(68)		28
						(143)		27										(128)		(1)
Résultat net .......................................................						(154) $		(119) $										(99) $					(40) $
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					(63) $	23 $									143 $	85 $
								Participation de commandité dans une filiale
								société de portefeuil e détenue par

								Brookfield ..............................................	9	19	15									58	46
								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					(40)	(67)									(111)	(89)

								Actions échangeables de BEPC ..................	9					(36)	(18)									(99)	(18)
								Actions privilégiées ....................................	9		6		6									19			19
								Bil ets subordonnés perpétuels ....................	9		4		—									7			—

Parts de société en commandite privilégiées........ 10		14	14									43	40
Capitaux propres des commanditaires ................. 11					(58)		(92)										(159)		(123)
						(154) $							(119) $									(99) $			(40) $
Perte de base et diluée par part de société

en commandite ..............................................					(0,21) $	(0,29) $										(0,58) $	(0,39) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
		Trimestres clos				Périodes de neuf mois closes

		les 30 septembre					les 30 septembre
NON AUDITÉ (EN MILLIONS)

	Notes	2021	2020									2021	2020

Perte nette .....................................................................						(154) $	(119) $										(99) $	(40) $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas

reclassés en résultat net

								Réévaluation des immobilisations corporelles .........	7	—	37								(257)	37
								Perte actuarielle sur les régimes à prestations

								définies ...............................................................		—	—					27		(2)

								Charge d’impôt différé sur l’élément ci-dessus ........		(162)	(7)								(122)	(7)
								(Perte latente) profit latent sur les placements dans

								des titres de capitaux propres................................	4	(2)					5	3		(3)
								Participations comptabilisées selon la méthode de la

								mise en équivalence ............................................. 12	(4)	—					(5)		—
Total des éléments qui ne seront pas reclassés

en résultat net ............................................................						(168)	35										(354)	25
Autres éléments du résultat global qui pourraient être

reclassés en résultat net

								Écart de conversion ................................................		(351)	(128)								(689)	(1 694)
								Pertes de la période sur les instruments financiers
								désignés comme couvertures de flux de

								trésorerie ............................................................	4	(128)	(10)								(125)	(50)
								Profit (perte) sur les swaps de change – couverture

								d’un investissement net.......................................	4	12	(40)					28		3
								Ajustements pour reclassement de montants

								comptabilisés en résultat net ...............................	4	18	(5)					15		(39)

								Impôt différé sur les éléments ci-dessus ..................	18					3	16		18
								Participations comptabilisées selon la méthode

								de la mise en équivalence.................................... 12	(6)	12					(7)		4
Total des éléments qui pourraient être reclassés en

résultat net à une date ultérieure ..................................		(437)	(168)									(762)	(1 758)

Autres éléments du résultat global ..................................		(605)	(133)								(1 116)	(1 733)
															(1 215) $ (1 773) $
Résultat global ...............................................................		(759) $	(252) $

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	(398) $	(66) $								(537) $	(809) $
								Participation de commandité dans une filiale

								société de portefeuil e détenue par Brookfield .....	9	17	16					55		40
								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	(117)	(63)								(243)	(405)

Actions échangeables de BEPC ................................					9	(104)	(80)										(216)	(80)

Actions privilégiées..................................................					9	(8)	17					22		4

Bil ets subordonnés perpétuels ..................................					9	4	—					7		—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts

privilégiées ................................................................ 10		14	14				43		40

Capitaux propres des commanditaires ............................. 11		(167)	(90)									(346)	(563)
															(1 215) $ (1 773) $
		(759) $	(252) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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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
										Participations	de	droit au résultat
		Capitaux								ne donnant pas				commandité	net dans une
				Pertes	propres des									le contrôle				dans une	filiale société de
NON AUDITÉ												actuarielles	Total des	comman-												ayant droit au				filiale société	portefeuille –
TRIMESTRES						Capitaux	sur les	Couver-	Placements			capitaux	ditaires												résultat net	de	parts rachetables/
CLOS LES						propres des						régimes à	tures de												dans des titres	propres des	détenant des										Billets		Actions	dans les				portefeuille	échangeables										Total des
30 SEPTEMBRE						comman-	Écart de							Écart de						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
30 juin 2021 .........						(1 300) $	(746) $							5 534 $	(1) $	(45) $	5 $					3 447 $	1 028 $									624 $	340 $		2 159 $	11 644 $	50 $			2 439 $										21 731 $
Résultat net .............						(58)	—													—	—	—	—						(58)	14									6	4		(36)		(63)	19			(40)										(154)
Autres éléments
du résultat
																																																																	global ...................	—	(72)						(17)	—	(17)	(3)		(109)	—						(14)	—		(68)	(335)	(2)	(77)		(605)
Apports en capital ...						—	—													—	—		—	—						—	—									—	—		—		44	—			—													44
Rachat de parts de
société en
commandite
privilégiées
(note 10)						—	—													—	—		—	—						—	(147)									—	—		—		—	—			—										(147)
Cessions (note 3).....						26	—													(26)	—		—	—						—	—									—	—		—		(181)	—			—										(181)
Distributions ou
dividendes
déclarés ................						(84)	—													—	—	—	—						(84)	(14)									(6)	(4)		(52)		(197)	(21)			(59)										(437)
Régime de
réinvestissement
des distributions ...							2	—													—	—	—	—						2	—									—	—		—		—	—			—													2
Divers ....................						12	(5)													(16)	—													1	2						(6)	—									—	—		(4)		30	—			(6)				14
Variation au cours
de la période ........						(102)	(77)													(59)	—	(16)	(1)						(255)	(147)									(14)	—		(160)		(702)	(4)			(182)										(1 464)
Solde au
30 septembre
2021 ....................						(1 402) $	(823) $							5 475 $	(1) $	(61) $	4 $					3 192 $	881 $									610 $	340 $		1 999 $	10 942 $	46 $			2 257 $										20 267 $

Solde au
30 juin 2020 .........						(1 334) $	(1 130) $							6 410 $	(9) $	(44) $	— $					3 893 $	1 028 $									571 $	— $		— $	9 995 $	58 $			2 820 $										18 365 $
Résultat net .............						(92)	—													—	—	—	—						(92)	14									6	—		(18)		23	15			(67)										(119)
Autres éléments du
résultat global .......						—	(6)													6	(1)	—	3						2	—									11	—		(62)		(89)	1			4										(133)
Apports en capital ..						—	—													—	—	—	—						—	—									—	—		—		73	—			—													73
Remboursement
de capital .............						—	—													—	—	—	—						—	—									—	—		—		(12)	—			—													(12)
Cession							3	—													(3)	—	—	—						—	—									—	—		—		(15)	—			—													(15)
Distributions ou
dividendes
déclarés ................						(74)	—													—	—	—	—						(74)	(14)									(6)	—		(66)		(86)	(18)			(51)										(315)
Régime de
réinvestissement
des distributions ...							2	—													—	—	—	—						2	—									—	—		—		—	—			—													2
Distribution
spéciale /
acquisition de
TerraForm Power						634	280							(1 465)	2												1	(13)						(561)	—									—	—		2 134		(1 101)	(10)			(462)										—
Divers ....................						(7)	(1)													—	1	(1)	11						3	—									(1)	—		—		(30)	—			1													(27)
Variation au cours
de la période .........						466	273							(1 462)	2	—	1					(720)	—									10	—		1 988		(1 237)	(12)			(575)										(546)
Solde au
30 septembre
																																																																	2020 ....................		(868) $	(857) $	4 948 $	(7) $	(44) $	1 $				3 173 $	1 028 $			581 $	— $	1 988 $	8 758 $	46 $			2 245 $					17 819 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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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
										Participations	de			droit au résultat
		Capitaux								ne donnant pas					commandité	net dans une
NON AUDITÉ				Pertes	propres des									le contrôle	dans une	filiale société de
PÉRIODES DE												actuarielles	Total des	comman-											ayant droit au					filiale société	portefeuille –
NEUF MOIS						Capitaux	sur les	Couver-	Placements				capitaux	ditaires											résultat net	de	parts rachetables/
CLOSES LES						propres des						régimes à	tures de											dans des titres	propres des	détenant des									Billets		Actions	dans les					portefeuille	échangeables									Total des
30 SEPTEMBRE						comman-	Écart de							Écart de						prestations	flux de	de capitaux						comman-	parts								Actions	subordonnés	échangeables		filiales en					détenue par	détenues par									capitaux
(EN MILLIONS)						ditaires	conversion							réévaluation	définies	trésorerie	propres					ditaires	privilégiées								privilégiées	perpétuels	de BEPC		exploitation					Brookfield	Brookfield									propres
Solde au
31 décembre 2020 ..							(988) $	(720) $							5 595 $	(6) $	(39) $	3 $					3 845 $	1 028 $								609 $	— $		2 408 $	11 100 $	56 $			2 721 $									21 767 $
Résultat net ...............						(159)	—													—	—												—	—						(159)	43								19	7		(99)		143	58		(111)											(99)
Autres éléments du
résultat global .........						—	(97)													(72)	5	(24)	1						(187)	—								3	—		(117)		(680)	(3)			(132)									(1 116)
Émission de billets
subordonnés
perpétuels
																																																															(note 9) ...................							—	—								—	—							—	—						—	—				—	340	—	—	—		—	340
Apports en capital .....																	1	—															—	—													—	—						1	—					—	—		—		1 089	—		—					1 090
Rachat de parts de
société en
commandite
privilégiées
(note 10)						—	—													—	—													—	—						—	(147)								—	—		—		—	—		—							(147)
Cessions (note 3).......						38	—													(38)	—													—	—						—	—								—	—		—		(395)	—		—							(395)
Distributions ou
dividendes
déclarés ..................						(251)	—													—	—												—	—						(251)	(43)								(19)	(7)		(156)		(577)	(63)		(176)							(1 292)
Régime de
réinvestissement
des distributions .....																	6	—															—	—												—	—						6	—					—	—		—		—	—		—							6
Divers .......................						(49)	(6)													(10)	—												2	—						(63)	—								(2)	—		(37)		262	(2)		(45)											113
Variation au cours
de la période ...........						(414)	(103)													(120)	5	(22)	1						(653)	(147)								1	340		(409)		(158)	(10)			(464)									(1 500)
Solde au
30 septembre 2021 .						(1 402) $	(823) $							5 475 $	(1) $	(61) $	4 $					3 192 $	881 $								610 $	340 $		1 999 $	10 942 $	46 $			2 257 $									20 267 $

Solde au
31 décembre 2019 ..						(1 114) $	(700) $							6 422 $	(9) $	(32) $	12 $					4 579 $	833 $								597 $	— $		— $	11 086 $	68 $			3 317 $									20 480 $
Résultat net ...............						(123)	—													—	—												—	—						(123)	40								19	—		(18)		85	46		(89)											(40)
Autres éléments du
																																																															résultat global .........							—	(437)								8	—	(13)	2		(440)	—							(15)	—		(62)	(894)	(6)	(316)						(1 733)
Parts de société en
commandite
privilégiées émises .						—	—													—	—													—	—						—	195								—	—		—		—	—		—											195
Apports en capital .....						—	—													—	—													—	—						—	—								—	—		—		96	—		—											96
Remboursement
de capital ................						—	—													—	—													—	—						—	—								—	—		—		(86)	—		—											(86)
Cessions ....................						10	—													(10)	—												—	—						—	—								—	—		—		(15)	—		—											(15)
Distributions ou
dividendes déclarés						(270)	—													—	—												—	—						(270)	(40)								(19)	—		(66)		(370)	(52)		(193)							(1 010)
Régime de
réinvestissement
des distributions .....																	5	—															—	—												—	—						5	—					—	—		—		—	—		—							5
Distribution
spéciale /
acquisition de
TerraForm Power						634	280							(1 465)	2											1	(13)						(561)	—								—	—		2 134		(1 101)	(10)			(462)											—
Divers .......................						(10)	—													(7)	—												—	—						(17)	—								(1)	—		—		(43)	—		(12)											(73)
Variation au cours
de la période ...........						246	(157)							(1 474)	2	(12)	(11)					(1 406)	195								(16)	—		1 988		(2 328)	(22)			(1 072)									(2 661)
Solde au
																																																															30 septembre 2020 .								(868) $	(857) $			4 948 $	(7) $	(44) $	1 $				3 173 $	1 028 $			581 $	— $		1 988 $	8 758 $	46 $			2 245 $					17 819 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

					Page 58


BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
					Trimestres clos	Périodes de neuf mois closes
NON AUDITÉ						les 30 septembre		les 30 septembre
(EN MILLIONS)		Notes			2021			2020		2021			2020
Activités d’exploitation
Perte nette ..................................................................................................................................						(154) $		(119) $		(99) $		(40) $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement......................................................................................................		7				373		369	1 120		1 030
Perte latente de change et sur les instruments financiers ..................................................		4				(9)		(40)	22		(15)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la
										méthode de la mise en équivalence ...............................................................................	12				4	5	(3)	4
Charge (recouvrement) d’impôt différé .............................................................................		6				121		(40)	68		(28)
Autres éléments sans effet de trésorerie .............................................................................					10	99	(110)		140
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence......................................................................................................................		12			8	2	55		17
						353		276	1 053		1 108
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées ...........................................................................................................................					(58)	52	5		57
Variation nette des soldes du fonds de roulement...................................................................					(67)		(144)	(586)		(148)
						228		184	472		1 017
Activités de financement
Produit tiré des billets à moyen terme .....................................................................................		8				—		320		—		570
Remboursement des billets à moyen terme .............................................................................		8				—		(304)	—		(304)
Facilités de crédit de la société mère, montant net .................................................................		8				150	—	150		(299)
Papier commercial, montant net		8				500		239	497		379
Produits tirés des emprunts sans recours et des emprunts auprès de parties liées ................ 8, 18					2 060		356	4 794		1 389
Remboursement des emprunts sans recours et des emprunts auprès de parties liées ........... 8, 18					(2 291)		(340)	(3 773)		(1 364)
Remboursement d’obligations locatives ..................................................................................						(7)	(8)	(22)		(24)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat
net dans les filiales en exploitation .....................................................................................		9				93	69	1 102		95
Remboursements de capital à des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans les filiales en exploitation ..................................................................						(230)	(9)	(444)		(85)
Émission de titres de capitaux propres et frais connexes ....................................................... 9, 11					—		(21)	340		174
Rachat de parts de société en commandite privilégiées		10			(153)	—	(153)		—
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 porteurs de billets à moyen terme ................... 9, 10	(223)		(105)	(645)		(425)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP et aux actionnaires de
										Brookfield Renewable Corporation .............................................................................. 9, 11	(213)		(202)	(642)		(567)
						(314)	(5)	1 204		(461)
Activités d’investissement
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence......................................................................................................................					(2)		(14)	(55)		(29)
Acquisition, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie dans
l’entité acquise .....................................................................................................................						—	—	(1 426)		(105)
Investissement dans les immobilisations corporelles .............................................................		7				(298)		(113)	(831)		(257)
Produit de la cession d’actifs, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de
trésorerie cédés ....................................................................................................................		3				379	16	827		121
Achats d’actifs financiers .........................................................................................................		4				(3)		(45)	(47)		(282)
Produits tirés des actifs financiers............................................................................................		4				61	64	108		225
Liquidités soumises à restrictions et autres .............................................................................					(48)		(91)	(126)		(78)
						89		(183)	(1 550)		(405)
Profit (perte) de change sur la trésorerie .................................................................................					(10)	—	(16)		(10)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
(Diminution) augmentation .................................................................................................					(7)	(4)	110		141
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue de la vente ..............					14	(3)	(4)		(11)
Solde au début de la période ................................................................................................					530		489		431		352
Solde à la fin de la période ..................................................................................................						537 $		482 $		537 $				482 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés .......................................................................................................................						224 $		224 $		649 $		645 $
Intérêts reçus ........................................................................................................................						11 $	8 $		34 $		17 $
Impôts sur le résultat payés .................................................................................................						20 $	16 $		54 $		41 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

				Page 59

BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. NOTES DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS INTERMÉDIAIRES NON AUDITÉS

désignées, individuellement et collectivement, comme

Les activités de Brookfield Renewable Partners L.P. (« Énergie

« Brookfield » dans les présents états financiers. Les actions échangeables de BEPC sont négociées sous le symbole

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

« 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

Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, y

New York sous le symbole « BEP » et à la Bourse de Toronto sous

compris Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »). Sauf

le symbole « BEP.UN ». Les parts privilégiées de société en

indication contraire, « la société en commandite » désigne

commandite de catégorie A, série 5, série 7, série 11, série 13 et

Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées, à

série 15 d’Énergie Brookfield sont négociées à la Bourse de

l’exclusion de BEPC. Les participations consolidées d’Énergie Brookfield comprennent

Toronto respectivement sous les symboles « BEP.PR.E »,

« BEP.PR.G », « BEP.PR.I », « BEP.PR.K », « BEP.PR.M » et

« BEP.PR.O ». Les parts privilégiées de société en commandite de

les parts de société en commandite sans droit de vote cotées en

catégorie A, série 17 sont négociées à la Bourse de New York sous

Bourse (les « parts de société en commandite ») détenues par le

le symbole « BEP.PR.A ». Les billets subordonnés perpétuels sont

public et par Brookfield, les actions à droit de vote subalterne

négociés à la Bourse de New York sous le symbole « BEPH ».

échangeables de catégorie A (les « actions échangeables de

BEPC ») de Brookfield Renewable Corporation détenues par le

Notes des états financiers consolidés

Page

public et par Brookfield, les parts de société en commandite

rachetables/échangeables (les « parts de société en commandite

rachetables/échangeables ») détenues dans Brookfield Renewable

Mode de présentation et principales

Partners L.P. (« BRELP »), filiale société de portefeuille

méthodes comptables

d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la participation de

Acquisitions

commandité (la « participation de commandité ») dans BRELP

Cession d’actifs

détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de société en

commandite, de parts de société en commandite

Gestion des risques et instruments financiers

rachetables/échangeables, de la participation de commandité et

Informations sectorielles

d’actions échangeables de BEPC sont désignés collectivement les

Impôts sur le résultat

« porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société

Immobilisations corporelles

en commandite, les parts de société en commandite

rachetables/échangeables, la participation de commandité et les

Emprunts

actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les

Participations ne donnant pas le contrôle

« parts » ou par l’expression « par part », sauf indication contraire. Énergie Brookfield est une société en commandite cotée en Bourse

Capitaux propres des commanditaires

10.

détenant des parts privilégiées

Capitaux propres des commanditaires

créée en vertu des lois des Bermudes, conformément à une

11.

convention de société en commandite modifiée et reformulée en

12.

Participations comptabilisées selon la

date du 20 novembre 2011, dans sa version modifiée de temps

méthode de la mise en équivalence

à autre. Le bureau principal d’Énergie Brookfield est situé au 73 Front

Trésorerie et équivalents de trésorerie

13.

Liquidités soumises à restrictions

14.

Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermudes. La société mère directe d’Énergie Brookfield est son commandité,

15.

Créances clients et autres actifs courants

Dettes fournisseurs et autres créditeurs

16.

Brookfield Renewable Partners Limited (« BRPL »), tandis que sa

17.

Engagements, éventualités et garanties

société mère ultime est Brookfield Asset Management Inc.

Transactions entre parties liées

18.

(« Brookfield Asset Management »).

Brookfield Asset

Filiales faisant appel public à l’épargne

19.

Management et ses filiales, autres qu’Énergie Brookfield, sont

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

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1. MODE DE PRÉSENTATION ET PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES a) Déclaration de conformité Les 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 2020
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 2020.
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 5 novembre 2021 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 », « INR » et « CNY » renvoient respectivement au dollar
américain, au dollar canadien, à l’euro, à la livre sterling, au réal, au peso colombien, à la roupie indienne et au yuan.
Tous les chiffres sont présentés en millions de dollars américains, sauf indication contraire.
b) Mode de présentation Les états financiers 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 consolidation Les présents états financiers consolidés comprennent les comptes d’Énergie Brookfield et de ses filiales, qui sont des
entités sur lesquelles Énergie Brookfield exerce le contrôle. Un investisseur contrôle une entité émettrice lorsqu’il est
exposé ou qu’il a droit à des rendements variables en raison de ses liens avec l’entité émettrice et qu’il a la capacité
d’influer sur ces rendements du fait du pouvoir qu’il détient sur celle-ci. 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 adoptées Modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 en ce qui concerne les informations à fournir Le 27 août 2020, l’IASB a publié les modifications d’IFRS 9, d’IAS 39, d’IFRS 7, d’IFRS 4 et d’IFRS 16 découlant de la
réforme des taux d’intérêt de référence (les « modifications issues de la phase II »), qui entreront en vigueur le
1er janvier 2021 et dont l’adoption anticipée est permise. Les modifications issues de la phase II offrent d’autres
indications pour traiter de questions qui seront soulevées pendant la transition des taux d’intérêt de référence. Ces
modifications se rapportent principalement à la modification des actifs financiers, des passifs financiers et des obligations
locatives à l’égard desquels la base de détermination des flux de trésorerie contractuels change en raison de la réforme des
taux interbancaires offerts (« TIO »), permettant l’application prospective du taux d’intérêt de référence applicable et le
recours à la comptabilité de couverture, et introduisant par le fait même une exception selon laquelle les modifications qui
doivent être apportées à la désignation formelle et à la documentation des relations de couverture pour tenir compte des
changements requis en vertu de la réforme des TIO n’entraînent pas la cessation de la comptabilité de couverture ou la
désignation de nouvelles relations de couverture.
Énergie Brookfield a effectué une évaluation et a mis en œuvre un plan de transition pour tenir compte des incidences et
refléter les changements découlant des modifications apportées aux modalités contractuelles des emprunts à taux variable
et des swaps de taux d’intérêt indexés à des TIO et de la mise à jour des désignations de ses couvertures. L’adoption ne
devrait pas avoir d’incidence importante sur la présentation de l’information financière d’Énergie Brookfield.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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e) 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.
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 évalue
actuellement l’incidence de ces modifications. À l’heure actuelle, il n’y a pas de modifications futures aux IFRS qui sont susceptibles d’avoir une incidence sur
Énergie Brookfield. 2. ACQUISITIONS Portefeuille éolien aux États-Unis Le 24 mars 2021, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition de la totalité d’un
portefeuille de trois centrales éoliennes d’une puissance d’environ 845 MW et de projets de développement d’une
puissance d’environ 400 MW (collectivement, le « portefeuille éolien en Oregon ») situés en Oregon, aux États-Unis. Le
prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à environ 744 millions $.
Les coûts de transaction, totalisant 6 millions $, ont été passés en charges à mesure qu’ils ont été engagés et ont été
comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. La participation financière d’Énergie Brookfield
s’élève à 25 %.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états
financiers consolidés intermédiaires non audités à compter de la date d’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au
début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille éolien en Oregon se seraient élevés à 153 millions $ pour la période
de neuf mois close le 30 septembre 2021.
Portefeuil e de production décentralisée aux États-Unis Le 31 mars 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’acquisition d’une participation de
100 % d’une entreprise de production décentralisée (le « portefeuille de production décentralisée aux États-Unis »)
regroupant des actifs en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW situés sur environ 600 endroits et des
actifs en développement de 700 MW, tous aux États-Unis. Le prix de cette acquisition, y compris les ajustements du fonds
de roulement, s’élève à environ 684 millions $. Les coûts de transaction, totalisant 2 millions $, ont été passés en charges à
mesure qu’ils ont été engagés et ont été comptabilisés au poste Divers dans le compte consolidé de résultat. La
participation financière d’Énergie Brookfield s’élève à 25 %.
Le placement a été comptabilisé selon la méthode d’acquisition, et les résultats d’exploitation ont été inclus dans les états
financiers consolidés intermédiaires non audités à compter de la date d’acquisition. Si l’acquisition avait été conclue au
début de l’exercice, les produits tirés du portefeuille de production décentralisée aux États-Unis se seraient élevés à
62 millions $ pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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	La répartition provisoire du prix d’acquisition, à la juste valeur, au 30 septembre 2021, à l’égard des acquisitions est
	la suivante :
								Portefeuille
									de
								production
			Portefeuille					décentralisée
							éolien en		aux
							Oregon	États-Unis	Total
	(EN MILLIONS)

	Trésorerie et équivalents de trésorerie ........................................................									1 $	1 $		2 $
	Liquidités soumises à restriction ................................................................									49	5		54

	Créances clients et autres actifs courants ....................................................									29	23	52
	Immobilisations corporelles.......................................................................						1 595		761	2 356
	Passifs courants ........................................................................................						(11)	(6)		(17)

	Tranche courante des emprunts sans recours ..............................................						(74)	(7)		(81)

	Instruments financiers ...............................................................................						(16)		—	(16)
	Emprunts sans recours ...............................................................................						(761)		(133)	(894)

	Provisions .................................................................................................						(35)		(37)	(72)
	Autres passifs non courants .......................................................................						(33)		(23)	(56)
	Juste valeur des actifs nets acquis ..............................................................						744		584	1 328
	Goodwill ..................................................................................................									—	100	100
	Prix d’acquisition ......................................................................................						744 $		684 $	1 428 $
	3. CESSION D’ACTIFS En juin 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’un portefeuille d’actifs éoliens
	en exploitation et de projets de développement en Irlande d’une puissance de 656 MW. La contrepartie totale s’est élevée à
	environ 298 millions € (363 millions $), et la participation d’Énergie Brookfield dans le portefeuille était d’environ 40 %.
	La vente du portefeuille s’est traduite par un profit sur cession de 165 millions $ (montant net de 66 millions $ pour
	Énergie Brookfield) qui a été comptabilisé dans les comptes consolidés de résultat. Par suite de cette cession, la quote-part
	d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé après impôt de 33 millions $ auparavant classée dans le cumul des
	autres éléments du résultat global a été reclassée directement dans les capitaux propres et incluse au poste Cessions des
	états consolidés des variations des capitaux propres. En juin 2021, Énergie Brookfield a conclu la vente d’un portefeuille éolien de développement en Écosse d’une puissance
	de 271 MW. La contrepartie totale s’est élevée à environ 77 millions £ (108 millions $), et la participation
	d’Énergie Brookfield dans le portefeuille était d’environ 100 %. La vente du portefeuille s’est traduite par un profit sur
	cession de 37 millions $ (montant net de 37 millions $ pour Énergie Brookfield) qui a été comptabilisé dans les comptes
	consolidés de résultat. En août 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu la vente d’un portefeuille éolien aux
	États-Unis d’une puissance de 391 MW. La contrepartie totale s’est élevée à environ 392 millions $ et la participation
	d’Énergie Brookfield dans le portefeuille se situait dans une fourchette de 20 % à 100 %. La transaction a donné lieu à une
	perte sur cession de 9 millions $ (perte nette de 5 millions $ pour Énergie Brookfield) comptabilisée dans les comptes
	consolidés de résultat. Par suite de cette cession, la quote-part d’Énergie Brookfield de l’écart de réévaluation cumulé
	après impôt de 79 millions $ auparavant classée dans le cumul des autres éléments du résultat global a été reclassée
	directement dans les capitaux propres et incluse au poste Cessions des états consolidés des variations des capitaux propres. L’information financière résumée relative aux cessions est présentée ci-après :


Portefeuille			Portefeuille					Portefeuille
éolien en							éolien en	éolien aux
Irlande							Écosse	États-Unis	Total
	(EN MILLIONS)
	Produit, déduction faite des coûts de transaction ...................					358 $							107 $	387 $	852 $
	Valeur comptable des actifs nets détenus en vue de la vente
	Actif .............................................................................					582							91	793	1 466
	Passif ............................................................................		(389)											(21)	(397)	(807)
					193							70	396	659
	Écart de conversion et couverture des flux de trésorerie
	associés à la cession, déduction faite des couvertures
	d’investissement..............................................................					(35)							—	(6)		(41)
	Profit sur cession, déduction faite des coûts de transaction ....					130 $							37 $	(15) $	152 $



	Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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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 2020.
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	30 septembre 2021

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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 :
				30 septembre 2021	31 décembre 2020
			Niveau 1	Niveau 2 Niveau 3 Total							Total
	(EN MILLIONS)
	Actifs évalués à la juste valeur :
	Trésorerie et équivalents de trésorerie .......................			537 $				— $									— $	537 $			431 $
	Liquidités soumises à restrictions1 ............................	453					—						—			453			283
	Actifs liés à des instruments financiers2
	Contrats d’énergie dérivés .....................................	—					47						11			58			135
	Swaps de taux d’intérêt .........................................	—					30						—			30			—
	Swaps de change ...................................................	—					26						—			26			4
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres2 ..................................................	—				93						100	193	175
	Immobilisations corporelles .....................................	—					—				44 031 44 031	44 590
	Passifs évalués à la juste valeur :
	Passifs liés à des instruments financiers1
	Contrats d’énergie dérivés .....................................	—					(245)						(52)	(297)	(33)
	Swaps de taux d’intérêt .........................................	—					(273)						—	(273)	(422)
	Swaps de change ...................................................	—					(82)						—			(82)			(94)
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à
												des avantages fiscaux ........................................	—				—					(329)	(329)	(402)
	Contrepartie éventuel e ............................................	—					—						—			—			(1)
	Passifs pour lesquels la juste valeur est présentée :
	Emprunts de la société mère1 .................................	(2 307)					(650)						—	(2 957)	(2 448)
	Emprunt sans recours1 ...........................................	(2 412)	(16 384)										—	(18 796)	(17 991)
	Total........................................................................			(3 729) $ (17 438) $ 43 761 $ 22 594 $							24 227 $
	1)		Comprennent le montant courant et les montants non courants.
	2)		Ne tiennent pas compte de placements dans des titres de créance de 94 millions $ (155 millions $ en 2020) évalués au coût amorti.
	Aucun reclassement n’a eu lieu au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2021. Information sur les instruments financiers Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux :
					31 décembre 2020
				30 septembre 2021
									Actif	Actif

Actif				Passif						(passif) net	(passif) net
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ......................................			58 $													297 $			(239) $		102 $
	Swaps de taux d’intérêt ..........................................	30								273			(243)			(422)
	Swaps de change ...................................................	26								82			(56)			(90)
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres ................................................	287								—	287	330
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à

	des avantages fiscaux ........................................	—								329	(329)	(402)
	Total......................................................................	401								981			(580)			(482)
	Moins : tranche courante ........................................	60								426			(366)			(221)
	Tranche non courante .............................................			341 $								555 $			(214) $			(261) $



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	a) Contrats d’énergie dérivés Énergie Brookfield a conclu des contrats d’énergie dérivés principalement afin de stabiliser ou d’éliminer le risque de prix
	à la vente d’une partie de la production d’électricité future. Certains contrats d’énergie sont comptabilisés dans les états
	financiers consolidés 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 à l’étranger et à fixer le taux de change
	sur certaines transactions prévues libellées en monnaies étrangères. d) Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux Énergie Brookfield détient et exploite certains projets aux États-Unis dans le cadre de structures donnant droit à des
	avantages fiscaux pour financer la construction de projets solaires et éoliens. Conformément à la substance des accords
	contractuels, les montants payés par les investisseurs ayant droit à des avantages fiscaux pour 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 capitaux propres 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 et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :
Trimestres clos						Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre							les 30 septembre
2021								2020		2021			2020
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ..............................................		(10) $								(26) $		(114) $		(35) $
	Swaps de taux d’intérêt ..................................................	11								(20)		61		(79)
	Swaps de change ...........................................................	24								29		84		113
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des

	avantages fiscaux ......................................................	15						9	31	(2)
	Profit (perte) de change ..................................................	(19)								46		(40)		15
			21 $								38 $		22 $		12 $



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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 et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :
Trimestres clos								Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre									les 30 septembre
2021										2020		2021			2020
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ..............................................		(139) $										(10) $		(178) $			18 $
	Swaps de taux d’intérêt ..................................................			6							(1)		51			(69)
	Swaps de change ...........................................................					5					1		2			1
		(128)										(10)		(125)			(50)
	Swaps de change – investissement net ............................	12										(40)		28			3
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres .......................................................			(2)				5	3	(3)
			(118) $										(45) $		(94) $			(50) $

	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 et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :

		Trimestres clos								Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre									les 30 septembre


		2021										2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)

	Contrats d’énergie dérivés ..............................................					5 $						(7) $	(46) $	(48) $


	Swaps de taux d’intérêt ..................................................			3				2	15	9

		Swaps de change ...........................................................	10										—		10			—

			18 $										(5) $	(21) $	(39) $

	Swaps de change – investissement net ............................	—										—		(44)			—

	Conversion des devises ..................................................	—										—		80			—

				18 $										(5) $		15 $	(39) $

	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.
	Nos activités sont réparties selon les secteurs suivants : 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire,
	4) transition énergétique (production décentralisée, accumulation par pompage, cogénération et biomasse) et 5) siège
	social, et les catégories hydroélectricité et énergie éolienne sont également réparties par secteur géographique
	(nommément Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie). Cette répartition sectorielle correspond le mieux à la
	façon dont le principal décideur opérationnel analyse les résultats, gère les activités et affecte les ressources.
	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 au prorata
	ont été fournis ci-dessous. 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 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		30 septembre 2021

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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 et les informations sectorielles des périodes antérieures selon ces secteurs.
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 produits, du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités. Le BAIIA ajusté et les fonds provenant des
activités ne sont pas des mesures comptables généralement reconnues selon les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une
définition différente du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités utilisés par d’autres entités.
Énergie Brookfield se sert du BAIIA ajusté pour évaluer le rendement de ses activités avant l’incidence de la charge
d’intérêts, de l’impôt sur le résultat, de 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 aux
porteurs d’actions privilégiées et aux commanditaires détenant des parts privilégiées et d’autres éléments typiques
généralement ponctuels. Énergie Brookfield inclut les profits réalisés et les pertes subies à la cession d’actifs qu’elle
n’avait pas l’intention de conserver à long terme dans le BAIIA ajusté afin de fournir d’autres informations utiles sur le
rendement des participations sur une base réalisée cumulative, y compris les ajustements latents de la juste valeur qui ont
été comptabilisés dans les capitaux propres et qui n’ont pas été reflétés autrement dans le BAIIA ajusté de la période
considérée.
Énergie Brookfield utilise les fonds provenant des activités pour évaluer le rendement de ses activités, qui correspondent
au BAIIA ajusté, moins les coûts de service de gestion, les intérêts et l’impôt exigible, et sont ajustés pour tenir compte de
la composante trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle et des distributions aux porteurs d’actions
privilégiées et aux commanditaires détenant des parts privilégiées.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Le tableau qui suit présente distinctement les résultats sectoriels selon la structure des secteurs établie par la direction pour prendre des décisions opérationnelles et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des participations dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 30 septembre 2021 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations		Hydroélectricité							Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas		Selon	Énergie					Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire					énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)													du Nord	Brésil										Colombie	du Nord		Europe	Brésil	Asie

Produits .................................												172 $	34 $								54 $	64 $	18 $	10 $	8 $	101 $							87 $	— $	548 $	(42) $	460 $		966 $
Autres produits .....................												3		26														5		20		3		(1)					1			10		4		14		85		(5)		(38)			42
Coûts d’exploitation directs											(67)		(12)														(19)		(20)		(4)		—		(4)					(20)			(33)		(8)	(187)		23	(128)		(292)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		—		—		24		11			35

BAIIA ajusté ........................											108		48														40		64		17		9					5			91		58		6		446		—		305
Coûts de service de gestion .											—		—														—		—		—		—		—						—		—		(71)		(71)		—		—			(71)
Charge d’intérêts ..................											(38)		(3)														(8)		(15)		(3)		(1)		(2)					(30)			(9)		(21)	(130)		9	(126)		(247)
Impôt exigible ......................												1		(2)														(4)		(1)		(3)		(1)		—						—		(1)		—		(11)		2		(13)			(22)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées ......................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		(14)		(14)		—		—			(14)
Actions privilégiées ..........											—		—														—		—		—		—		—						—		—		(6)		(6)		—		—			(6)
Billets subordonnés
perpétuels ........................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		(4)		(4)		—		—			(4)
Quote-part des intérêts et
de l’impôt payé en
trésorerie découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		—		—		(11)		(11)			(22)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ....................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		—		—		—	(155)		(155)
Fonds provenant
des activités ........................											71		43														28		48		11		7					3			61		48	(110)			210		—		—
Charge d’amortissement ......											(63)		(17)														(6)		(54)		(14)		(5)		(2)					(42)			(19)		(1)	(223)		6	(156)		(373)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ............................												8		(4)														(1)		(9)		2		1		—						6		(4)		3		2		(1)		20			21
Charge (recouvrement)
d’impôt différé ...................												8		(1)														(36)		9		(2)		—		—						3		(2)		14		(7)		5	(119)		(121)
Divers ...................................											(14)		(2)														(4)		(32)		(1)		(1)		—					(10)			(10)		(23)		(97)		7		37			(53)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		—		—		(17)		—			(17)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ....................											—		—														—		—		—		—		—						—		—		—		—		—		218			218
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ...............												10 $	19 $								(19) $	(38) $	(4) $	2 $	1 $						18 $	13 $	(117) $	(115) $	— $	— $		(115) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 4 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie, et Quote-part des résultats. La perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 63 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	30 septembre 2021

			Page 69


Le tableau qui suit présente distinctement les résultats sectoriels selon la structure des secteurs établie par la direction pour prendre des décisions opérationnelles et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des participations dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 30 septembre 2020 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations		Hydroélectricité							Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas		Selon	Énergie					Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire					énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)										du Nord	Brésil											Colombie	du Nord		Europe	Brésil	Asie

Produits .................................												160 $	36 $								49 $	57 $	27 $	10 $	7 $				90 $	46 $	— $	482 $	(16) $	401 $		867 $
Autres produits .....................											13		7													2	3	2		1					2					7		7		21		65		(1)		(52)		12
Coûts d’exploitation
directs .................................											(78)		(11)													(19)	(15)	(10)		(2)		(3)								(18)		(16)		(4)	(176)		9	(114)		(281)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		—		—		8		5		13

BAIIA ajusté ........................											95		32													32	45	19		9					6					79		37		17		371		—		240
Coûts de service de gestion .											—		—													—	—	—		—		—								—		—		(59)		(59)		—		(6)		(65)
Charge d’intérêts ..................											(35)		(7)													(7)	(20)	(6)		(2)		—								(27)		(4)		(21)	(129)		4	(108)		(233)
Impôt exigible ......................											—		(1)													(2)	(1)	—		—		—								(1)		—		(1)		(6)		1		(8)		(13)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées ......................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		(14)		(14)		—		—		(14)
Actions privilégiées ..........											—		—													—	—	—		—		—								—		—		(6)		(6)		—		—		(6)
Quote-part des intérêts et
de l’impôt payé en
trésorerie découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		—		—		(5)		(2)		(7)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ....................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		—		—		—	(116)		(116)
Fonds provenant
des activités ........................											60		24													23	24	13		7					6					51		33		(84)		157		—		—
Charge d’amortissement ......											(60)		(16)													(5)	(54)	(18)		(3)		(2)								(38)		(13)		(1)	(210)		7	(166)		(369)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ............................											(25)		—													1	28	(1)		2					2					(28)		—		(12)		(33)		3		68		38
Charge (recouvrement)
d’impôt différé ...................											20		—													(2)	7	3		—		—								4		(3)		10		39		1		—		40
Divers ...................................											(13)		(4)													(2)	(28)	(17)		(1)		(2)								8		(11)		(45)	(115)		2		3		(110)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		—		—		(13)		2		(11)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ....................											—		—													—	—	—		—		—								—		—		—		—		—		93		93
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ...............												(18) $	4 $								15 $	(23) $	(20) $	5 $	4 $				(3) $	6 $			(132) $	(162) $			— $	— $	(162) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 5 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie, et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 23 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	30 septembre 2021

			Page 70


Le tableau qui suit présente distinctement les résultats sectoriels selon la structure des secteurs établie par la direction pour prendre des décisions opérationnelles et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des participations dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations		Hydroélectricité								Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas		Selon	Énergie						Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire						énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)														du Nord	Brésil														Colombie	du Nord		Europe	Brésil	Asie

Produits .................................													567 $	131 $								160 $	272 $	90 $	24 $	24 $				280 $								235 $	— $		1 783 $	(119) $	1 341 $		3 005 $
Autres produits .....................												20		35															14		28		93		—					1							20		12		41		264		(10)		(7)			247
Coûts d’exploitation directs											(210)		(37)															(57)		(76)		(32)		(5)		(8)					(69)							(85)		(23)	(602)		59	(447)		(990)
Quote-part du BAIIA
ajusté découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		—		—		70		32			102

BAIIA ajusté ........................												377		129															117		224		151		19		17					231							162		18	1 445		—		919
Coûts de service de gestion .												—		—															—		—		—		—		—										—		—	(224)		(224)		—		—		(224)
Charge d’intérêts ..................											(110)		(10)															(21)		(57)		(14)		(5)		(6)					(86)							(36)		(62)	(407)		22	(341)		(726)
Impôt exigible ......................												(2)		(6)															(8)		(3)		(3)		(1)		—										(1)		(1)		—		(25)		3		(38)			(60)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires
détenant des parts
privilégiées ......................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		(43)		(43)		—		—			(43)
Actions privilégiées ..........												—		—															—		—		—		—		—										—		—		(19)		(19)		—		—			(19)
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 .........................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		—		—		(25)		(22)			(47)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ....................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		—		—		—	(518)		(518)
Fonds provenant
des activités ........................												265		113															88		164		134		13		11					144							125	(337)			720		—		—
Charge d’amortissement ......											(194)		(48)															(19)		(175)		(55)		(12)		(7)				(131)							(63)		(2)	(706)		32	(446)		(1 120)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ............................												(50)		—															(2)		(43)		1		—		—										18		(4)		15		(65)		(1)		88			22
Charge (recouvrement)
d’impôt différé ...................												38		(1)															(40)		16		(1)		—		(1)										3		(3)		41		52		7	(127)			(68)
Divers ...................................												(61)		(18)															(4)		(56)		(42)		(1)		—					(25)							(25)		(80)	(312)		14		110		(188)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		—		—		(52)		—			(52)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ....................												—		—															—		—		—		—		—										—		—		—		—		—		375			375
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ...............													(2) $	46 $								23 $	(94) $				37 $	— $	3 $							9 $	30 $			(363) $	(311) $	— $	— $	(311) $
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 3 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie, et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 143 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	30 septembre 2021

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Le tableau qui suit présente distinctement les résultats sectoriels selon la structure des secteurs établie par la direction pour prendre des décisions opérationnelles et
évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
éléments comprenant les résultats des participations dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2020 :
				Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
					participations		Hydroélectricité								Énergie éolienne
					comptabilisées	Attribuables
						selon la	aux
					méthode de la	participations
						mise en	ne donnant pas		Selon	Énergie						Transition	Siège			Amérique	Amérique
					équivalence	le contrôle		les IFRS1	solaire						énergétique	social		Total	(EN MILLIONS)													du Nord	Brésil												Colombie	du Nord		Europe	Brésil	Asie

Produits .................................													642 $	136 $								154 $	173 $	64 $	21 $	20 $				168 $								115 $	— $	1 493 $	(54) $	1 419 $	2 858 $
Autres produits .....................												25		16														10		7		5		2					4						19		17		51		156		(2)	(103)			51
Coûts d’exploitation directs											(210)		(38)														(71)		(42)		(24)		(5)		(7)									(39)		(40)		(15)	(491)		25	(451)		(917)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................																																																						31		22			53

BAIIA ajusté ........................												457		114														93		138		45		18		17					148						92		36	1 158		—		887			—
Coûts de service de gestion .												—		—														—		—		—		—		—									—		—	(132)	(132)		—		(19)		(151)
Charge d’intérêts ..................											(103)		(15)														(21)		(53)		(11)		(4)		(4)									(60)		(14)		(62)	(347)		14	(400)		(733)
Impôt exigible ......................												(2)		(5)														(5)		—		—		(1)		—									—		(1)		—		(14)		2		(17)			(29)
Distributions attribuables
aux éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ......												—		—														—		—		—		—		—									—		—		(40)		(40)		—		—			(40)
Actions privilégiées ..........												—		—														—		—		—		—		—									—		—		(19)		(19)		—		—			(19)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................												—		—														—		—		—		—		—									—		—		—		—		(16)		(9)			(25)
Quote-part des fonds
provenant des activités
découlant des
participations ne donnant
pas le contrôle ....................												—		—														—		—		—		—		—									—		—		—		—		—	(442)		(442)
Fonds provenant
des activités ........................												352		94														67		85		34		13		13									88		77	(217)		606		—		—
Charge d’amortissement ......											(177)		(52)														(16)		(132)		(41)		(10)		(7)									(72)		(31)		(2)	(540)		20	(510)		(1 030)
Profit (perte) de change et
sur les instruments
financiers ............................												(39)		7														—		32		(12)		1		(1)									(43)		(1)		(12)		(68)		7		73			12
Charge (recouvrement)
d’impôt différé ...................												(2)		1														(5)		6		3		—					1						4		(3)		25		30		(2)		—			28
Divers ...................................												(70)		(12)														3		(31)		(24)		(3)		(1)									(1)		(20)		(53)	(212)		2		85		(125)
Quote-part des résultats
découlant des
participations
comptabilisées selon la
méthode de la mise en
équivalence .........................												—		—														—		—		—		—		—									—		—		—		—		(27)		(5)			(32)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle ....................												—		—														—		—		—		—		—									—		—		—		—		—		357			357
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 ...............													64 $	38 $								49 $	(40) $	(40) $			1 $	5 $							(24) $	22 $	(259) $	(184) $	— $	— $		(184) $
1)	La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 4 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
intérêts et de l’impôt payé en trésorerie, et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 85 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	30 septembre 2021

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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 dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant
compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle :
					Attribuable aux porteurs de parts		Apport des
						participations	Attribuables aux
	Hydroélectricité							Énergie éolienne
						comptabilisées	participations ne
						selon la méthode	donnant
						de la mise en	pas le			Selon	Énergie								Transition	Amérique	Amérique du
						équivalence	contrôle	les IFRS	solaire							énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)												du Nord	Brésil														Colombie	Nord		Europe	Brésil	Asie
Au 30 septembre
2021 :
Trésorerie et
équivalents de
trésorerie ..................													39 $		39 $						9 $	21 $	43 $	8 $	8 $				128 $								44 $		1 $	340 $										(33) $	230 $					537 $
Immobilisations
corporelles ...............												12 862	1 497											1 763	3 074			823		265		154				3 316								1 996			—	25 750										(981)		19 262		44 031
Total de l’actif .............												13 829	1 692											1 993	3 407			954		288		220				3 770								2 290			58	28 501										(456)		21 842		49 887
Total des emprunts ......												3 707		247						441	1 634		495		78		144					2 642							1 029		2 799	13 216										(340)		7 414		20 290
Autres passifs ..............												3 342		119						583	736		192		5		29					410								192		351	5 959										(116)		3 487		9 330
Pour la période de
neuf mois close le
30 septembre 2021 :
Nouvel es
immobilisations
corporelles ............												75		67						30	63		21		7		3											68		20		2		356										(4)		616					968
Au 31 décembre
2020 :
Trésorerie et
équivalents de
trésorerie ..................													38 $		6 $													6 $			36 $		60 $	1 $	3 $											86 $	48 $		7 $	291 $									(20) $	160 $					431 $
Immobilisations
corporelles ...............											12 983	1 544											1 965	3 606	1 095		274		175					3 548							1 880			—	27 070										(940)		18 460		44 590
Total de l’actif .............											13 628	1 751											2 201	3 801	1 267		292		272					3 985							2 101			100	29 398										(387)		20 711		49 722
Total des emprunts ......											3 439		245												439	1 680		669		66		125				2 534									864	2 143	12 204										(332)		6 210		18 082
Autres passifs ..............											3 232		153												556		773			220		8		22				568									211		784	6 527										(55)		3 401		9 873
Pour la période de
neuf mois close le
30 septembre 2020 :
Nouvel es
immobilisations
corporelles1 ...........											260		21												4		25			24		1		—											30		28		2		395										(13)		188			570
1)		La société a exercé l’option de racheter le contrat de location de sa centrale hydroélectrique en Louisiane d’une puissance de 192 MW et a comptabilisé un ajustement de 247 millions $ (participation nette de la société
totalisant 185 millions $) à l’actif au titre du droit d’utilisation correspondant.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

				Page 73


	Informations géographiques Le tableau suivant présente les produits consolidés par type de technologie et par région géographique pour les trimestres
	et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :
Trimestres clos						Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre							les 30 septembre

	(EN MILLIONS)	2021							2020	2021	2020
	Hydroélectricité
	Amérique du Nord .......................................................							224 $								199 $		732 $		820 $
	Brésil ..........................................................................						35						41	137			156
	Colombie .....................................................................						224							202		664		638
		483							442		1 533	1 614
	Énergie éolienne
	Amérique du Nord .......................................................						139						94	501			344
	Europe .........................................................................						24						54	133			166
	Brésil ..........................................................................						29						28	64			59
	Asie.............................................................................						28						25	88			74
		220							201		786	643
	Énergie solaire ...............................................................							167							155		449		410
	Transition énergétique ...................................................						96						69	237			191
	Total ...............................................................................							966 $							867 $		3 005 $		2 858 $

	Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise
	en équivalence par secteur géographique :
								30 septembre 2021 31 décembre 2020
	(EN MILLIONS)
	États-Unis ......................................................................................................					23 951 $	22 955 $
	Colombie .......................................................................................................					7 361		8 150
	Canada ..........................................................................................................					4 761		4 880
	Brésil.............................................................................................................					3 366		3 308
	Europe ...........................................................................................................					4 607		5 417
	Asie ...............................................................................................................					937		851
						44 983 $	45 561 $

	6. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2021, le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à
	441 % ((3) % en 2020). Le taux d’imposition effectif est différent du taux prévu par la loi en raison principalement des
	écarts entre les taux et du bénéfice non imposable des participations ne donnant pas le contrôle. Au cours du trimestre, Énergie Brookfield a comptabilisé une charge d’impôt différé ponctuelle de 142 millions $
	découlant de la nouvelle législation fiscale adoptée en Colombie.

	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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	7. IMMOBILISATIONS CORPORELLES Le tableau suivant présente le rapprochement des immobilisations corporelles à la juste valeur :
Hydro-				Énergie				Énergie

						Notes	électricité	éolienne					solaire		Divers1	Total2
	(EN MILLIONS)
							28 418 $
	Au 31 décembre 2020 ..................................			9 010 $					7 012 $	150 $		44 590 $

	Ajouts..........................................................			261				398					295		14			968
	Acquisitions par voie de regroupements

	d’entreprises ............................................					2	—				1 595					761		—		2 356

	Cession d’actifs ...........................................					3	—				(1 312)					—		—		(1 312)
	Éléments comptabilisés par le biais des

	autres éléments du résultat global

	Variation de la juste valeur .........................			—				(257)					—		—			(257)

	Écart de conversion ...................................			(915)				(96)					(173)		(10)			(1 194)
	Éléments comptabilisés par le biais du

	résultat net

	Charge d’amortissement ............................			(408)				(443)					(263)		(6)			(1 120)
							27 356 $
	Au 30 septembre 20213 ................................			8 895 $					7 632 $	148 $		44 031 $
	1)		Comprend la biomasse et la cogénération.
	2)		Comprend des actifs en construction de 312 millions $ (212 millions $ en 2020) du secteur hydroélectricité, de 405 millions $
	(213 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 264 millions $ (172 millions $ en 2020) du secteur énergie solaire et de
	7 millions $ (1 million $ en 2020) du secteur divers.
	3)		Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation non assujettis à la réévaluation de 70 millions $ (74 millions $ en 2020) du secteur
	hydroélectricité, de 176 millions $ (185 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 183 millions $ (152 millions $ en 2020) du
	secteur énergie solaire et de 2 millions $ (3 millions $ en 2020) du secteur divers.

	8. EMPRUNTS Emprunts de la société mère Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux :
						30 septembre 2021						31 décembre 2020
								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..........	1,3				5	150 $	150 $				s. o.		4	— $		— $
	Papier commercial ........	0,2				<1	500	500				0,4		<1	3			3
	Bil ets à moyen terme :

	Série 4 (150 $ CA) .......	5,8				15	118	149				5,8		16	118		160
	Série 9 (400 $ CA) .......	3,8				4	315	337				3,8		4	314		348
	Série 10 (500 $ CA) .....	3,6				5	394	425				3,6		6	392		441

	Série 11 (475 $ CA) .....	4,3				7	375	422				4,3		8	373		442
	Série 12 (475 $ CA) .....	3,4				8	375	400				3,4		9	373		420
	Série 13 (300 $ CA) .....	4,3				28	237	261				4,3		29	236		287

	Série 14 (425 $ CA) ....	3,3				29	335	313				3,3		30	334		347

		3,9				13 2 149	2 307								3,9		14 2 140 2 445
	Total des emprunts de la société mère .................		2 799 2 957 $							2 143 2 448 $
	Ajouter : primes non amorties1 ...........................			3											3
	Déduire : coûts de financement non amortis1 ......			(10)								(11)
	Déduire : tranche courante .................................		(500)								(3)
															2 292 $						2 132 $
	1)		Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.

	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

							Page 75

Facilités de crédit Au 30 septembre 2021, le papier commercial en circulation d’Énergie Brookfield totalisait 500 millions $ (3 millions $ en

2020). Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a prolongé de deux ans, jusqu’en juin 2026, les facilités de crédit de la

société mère et a relevé leur plafond de 225 millions $. Pour répondre à ses fins générales, Énergie Brookfield émet des lettres de crédit aux termes des facilités de crédit de la

société mère, qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des dépôts de garantie, des lettres de garantie et des garanties

relatives aux comptes de réserve du service de la dette. Se reporter à la note 17, « Engagements, éventualités et garanties »,

pour des informations sur les lettres de crédit émises par des filiales. Le tableau qui suit résume la portion non utilisée des facilités de crédit de la société aux :

30 septembre

31 décembre

(EN MILLIONS)

2021

2020

Facilités de crédit autorisées de la société mère et des parties liées1 ......................................

2 375 $

2 150 $

Emprunts effectués aux termes des facilités de crédit de la société mère1 ..............................

(150)

—

Facilité de lettres de crédit autorisée ....................................................................................

400

Let res de crédit émises .......................................................................................................

(270)

(300)

Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ...............................................

2 355 $

2 250 $

Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.

Billets à moyen terme Les billets à moyen terme sont des obligations contractées par une filiale de financement d’Énergie Brookfield, Brookfield

Renewable Partners ULC (« Finco ») (se reporter à la note 19, « 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 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 contractés 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 contractés au Brésil sont assortis de taux d’intérêt

variables de la Taxa de Juros de Longo Prazo (« TJLP »), soit le taux d’intérêt à long terme de la Banque nationale de

développement économique du Brésil, majoré d’une marge. Les emprunts sans recours contractés en Colombie sont

composés de taux fixes et de taux variables indexés à l’Indicador Bancario de Referencia (« IBR »), soit le taux d’intérêt à

court terme de Banco Central de Colombia, et à l’indice des prix à la consommation (« IPC ») de la Colombie, soit le taux

d’inflation stipulé par la Colombie, majorés d’une marge. Les emprunts sans recours contractés en Inde constituent des

dettes à taux fixe et à taux variable indexées au taux préférentiel du prêteur (coût marginal du taux d’emprunt). Les

emprunts sans recours contractés en Chine sont assortis de taux d’intérêt variables de la Banque populaire de Chine

(« BPC »). Il est actuellement prévu que le taux Secured Overnight Financing Rate (« SOFR ») remplacera le TIOL en dollars

américains, que le taux Sterling Overnight Index Average (« SONIA ») remplacera le TIOL en livres sterling et que le taux

en euros à court terme (« €STR ») remplacera le TIOL en euros. Il est prévu que le remplacement du TIOL en livres

sterling et du TIOL en euros entre en vigueur d’ici le 31 décembre 2021. Le remplacement du TIOL en dollars américains

devrait entrer en vigueur d’ici le 30 juin 2023. Au 30 septembre 2021, ces réformes n’avaient eu aucune incidence sur les

emprunts assortis de taux d’intérêt variables contractés par Énergie Brookfield.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

Page 76


Le tableau suivant présente les composantes des emprunts sans recours aux :

				30 septembre 2021		31 décembre 2020

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

Emprunts sans recours1
Hydroélectricité .............	5,0			8	7 272 $	7 861 $					4,8	9	6 989 $ 7 853 $
Énergie éolienne............	4,4			9	4 385	4 733					4,3	10	4 324		4 785
Énergie solaire ...............	3,8			12	4 117	4 442					3,6	12	3 684		4 247
Transition énergétique ....	2,9			8	1 678	1 760					3,8	11	1 009		1 106
Total.................................	4,4			9 17 452 $ 18 796 $			4,3	10 16 006 $ 17 991 $

Ajouter : primes non amorties2 .........................		164								63

Déduire : coûts de financement non amortis2 ....		(118)							(122)
				(1 352)
Déduire : tranche courante ...............................									(1 026)
					16 146 $
								14 921 $
1)		Comprennent un montant de 41 millions $ (15 millions $ en 2020) emprunté aux termes d’une facilité de crédit-relais d’un fonds privé
soutenu par Brookfield.
2)		Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.

Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement totalisant 180 milliards COP (50 millions $).
L’emprunt, divisé en deux tranches, porte intérêt au taux de base applicable, majoré d’une marge moyenne de 1,09 %, et
vient à échéance en mars 2023. Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement totalisant 40 millions £ (55 millions $) visant
un projet de développement éolien en Europe qui est à l’heure actuelle classé comme détenu en vue de la vente. L’emprunt
porte intérêt à un taux fixe de 2,87 % et vient à échéance en 2037. Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement totalisant 400 millions $ relatif à l’acquisition
d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux applicable, majoré de 1 %, et
vient à échéance en 2023. Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement s’élevant à 100 millions $ dans le cadre de
l’acquisition d’un portefeuille de production décentralisée aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt au taux applicable,
majoré de 2 %, et vient à échéance en 2024. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 1,5 milliard R$ (300 millions $)
visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable,
majoré d’une marge de 5,2 %, et vient à échéance en 2045. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 350 millions R$ (70 millions $)
visant un projet de développement d’énergie solaire au Brésil. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable,
majoré d’une marge de 1,59 %, et vient à échéance en 2022. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 600 milliards COP
(159 millions $) en Colombie. L’emprunt est composé d’une obligation portant intérêt à un taux fixe de 6,49 %, et vient à
échéance en 2026, d’une obligation portant intérêt à un taux variable applicable, majoré d’une marge de 3,35 %, et vient à
échéance en 2029 et d’une obligation portant intérêt à un taux variable applicable, majoré d’une marge de 4,45 %, et vient
à échéance en 2041. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 85 milliards COP (23 millions $)
en Colombie. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable, majoré d’une marge de 2,69 %, et vient à échéance
en 2031. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 164 millions $ visant un projet
de réhabilitation de centrales éoliennes aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable, majoré d’une
marge de 1,125 %, et vient à échéance en 2022. Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 263 millions $ visant un projet
de rééquipement de centrales éoliennes aux États-Unis. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable, majoré de
1,75 %, et vient à échéance en 2025.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Au cours du deuxième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 198 millions $ CA
(160 millions $) visant un portefeuille d’énergie solaire au Canada. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable,
majoré d’une marge de 1,25 %, et vient à échéance en 2035. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 25 millions $ CA (20 millions $)
visant un portefeuille hydroélectrique au Canada. L’emprunt porte intérêt à un taux fixe de 5,28 %, et vient à échéance
en 2026. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 513 millions € (607 millions $)
visant un portefeuille d’énergie solaire en Europe. Une tranche de l’emprunt porte intérêt au taux fixe moyen de 2,4 % et
vient à échéance entre 2037 et 2038, et l’autre tranche porte intérêt au taux variable applicable, majoré de 1,6 % et
augmentant de 0,20 % tous les cinq ans par la suite, et vient à échéance en 2031. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 200 millions R$ (40 millions $)
visant un portefeuille hydroélectrique au Brésil. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable, majoré de 2,33 %, et
vient à échéance en 2027. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un refinancement de 160 millions € (221 millions $)
visant notre participation dans une centrale d’accumulation par pompage en Europe. L’emprunt porte intérêt à un taux
variable applicable, majoré de 1,6 %, et augmentant de 0,25 % tous les six mois par la suite et vient à échéance en 2023. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a convenu de modifier la facilité de crédit renouvelable de
100 milliards COP (26 millions $) en prolongeant l’échéance jusqu’en août 2022. Au troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement d’entreprise de 590 milliards COP
(155 millions $) en Colombie. L’emprunt porte intérêt à un taux variable applicable, majoré de 2,75 %, et vient à échéance
en 2031. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu une entente à l’égard d’une facilité de lettres de
crédit garantie d’un montant de 650 millions R$ (120 millions $) visant un projet de développement d’énergie solaire au
Brésil. Au troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu une entente à l’égard d’une facilité de lettres de crédit d’un
montant de 50 millions $ aux États-Unis. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a augmenté sa facilité de crédit renouvelable visant les
activités aux États-Unis de 250 millions $ pour la porter à 400 millions $. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a conclu un financement de 361 millions CNY
(56 millions $) visant une centrale éolienne en Chine d’une puissance de 59 MW. L’emprunt porte intérêt au taux fixe de
4,9 % et vient à échéance en 2036. 9. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE Les participations ne donnant pas le contrôle d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux :
				30 septembre	31 décembre

(EN MILLIONS)					2021	2020
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation .................................................................................................................					10 942 $	11 100 $

Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield ...					46	56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société

de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ...........................					2 257	2 721

Actions échangeables de BEPC ............................................................................................					1 999	2 408

Actions privilégiées .............................................................................................................					610	609

Bil ets subordonnés perpétuels .............................................................................................					340	—
					16 194 $	16 894 $


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales La variation nette des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation se présente comme suit :
												Participations
												ne donnant
	Brookfield												pas le
	Americas					Brookfield		Brookfield	Brookfield									contrôle dans
					Infra-	Infra-				Infra-	Infra-				Portefeuille						The	Investisseurs			Isagen –
	structure						structure					structure		structure		hydroélectrique									Catalyst			institutionnels			actionnaires		Divers
(EN MILLIONS)					Fund	Fund II				Fund III	Fund IV				au Canada					Group			d’Isagen		publics	Total
Au 31 décembre 2020 ..........................					1 002 $	1 994 $				3 623 $	410 $																627 $	97 $		2 651 $		14 $	682 $		11 100 $
Résultat net ...........................................					(4)	56										(43)	34												6	16		45		—	33	143
Autres éléments du résultat global ......					(88)	(26)				(192)	(14)									(1)	—		(363)		(2)	6		(680)
Apports en capital ................................					—	6	1	901								—	—		—		—	181		1 089
Cessions ................................................					(181)	(214)	—	—								—	—		—		—	—		(395)
Distributions .........................................					(5)	(14)				(194)	(114)									(20)	(6)		(175)		(1)	(48)		(577)
Divers....................................................					1	11				147	1																205	—		(1)		—	(102)		262
Au 30 septembre 2021 .........................					725 $	1 813 $				3 342 $	1 218 $																817 $	107 $		2 157 $		11 $	752 $		10 942 $
Participations détenues par des tiers ...	75 %-78 %						43 %-60 %	23 %-71 %	75 %								50 %	25 %			53 %		0,3 %	20 %-50 %


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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 BEPC 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 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 30 septembre 2021, dans la mesure où les distributions
des parts de société en commandite sont supérieures à 0,2000 $ par part de société en commandite par trimestre, la
distribution incitative est alors de 15 % des distributions au-delà de ce seuil. Si les distributions 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
respectivement 20 millions $ et 60 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le
30 septembre 2021 (respectivement 17 millions $ et 48 millions $ en 2020). Les capitaux propres consolidés comprennent les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions
échangeables de BEPC et la participation de commandité. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables et
la participation de commandité sont détenues entièrement par Brookfield, tandis que les actions échangeables de BEPC
sont détenues à 26,0 % par Brookfield et le reste par les actionnaires publics. Les parts de société en commandite
rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC donnent au porteur le droit, à son gré, de racheter
respectivement ces parts ou actions pour une contrepartie en trésorerie. Puisque ce droit de rachat est assujetti au droit de
premier refus d’Énergie Brookfield et qu’Énergie Brookfield peut, à son gré, régler la demande de rachat en contrepartie
de parts de société en commandite qu’elle détient, à raison de une pour une, les parts de société en commandite
rachetables/échangeables et les actions échangeables de BEPC sont classées à titre de capitaux propres selon IAS 32,
Instruments financiers : Présentation. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de
commandité sont présentées à titre de participations ne donnant pas le contrôle puisqu’elles sont liées à une participation
dans une filiale qui n’est pas attribuable, directement ou indirectement, à Énergie Brookfield. Pour le trimestre et la
période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé respectivement
4 766 et 14 408 actions échangeables de BEPC (127 746 actions pour les périodes correspondantes de 2020) contre un
nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de moins de 1 million $ (1 million $ en 2020). Aucune
part de société en commandite rachetable/échangeable n’a été rachetée. Les parts de société en commandite rachetables/échangeables émises par BRELP et les actions échangeables de BEPC
émises par BEPC comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards des parts de société en commandite
émises par Énergie Brookfield, sauf en ce qui concerne le droit de rachat décrit précédemment. Les parts de société en
commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC et la participation de commandité, compte non
tenu des distributions incitatives, donnent droit au résultat net et aux distributions par part équivalant à la participation par
part des parts de société en commandite d’Énergie Brookfield. Au 30 septembre 2021, 194 487 939 parts de société en commandite rachetables/échangeables (194 487 939 parts de
société en commandite rachetables/échangeables au 31 décembre 2020), 172 205 005 actions échangeables de BEPC
(172 180 417 actions échangeables de BEPC au 31 décembre 2020) et 3 977 260 parts de commandité (3 977 260 parts de
commandité au 31 décembre 2020) étaient en circulation. En décembre 2020, 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 est autorisée à racheter jusqu’à 13 740 072 parts de
société en commandite et 8 609 220 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 2021, ou plus tôt
si Énergie Brookfield devait terminer ses rachats avant cette date. Aucune part de société en commandite ou action
échangeable de BEPC n’a été rachetée au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021.
Aucune part de société en commandite n’a été rachetée au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

			Page 80


	Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions pour les trimestres et les périodes de neuf mois clos les
	30 septembre :
Trimestres clos								Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre									les 30 septembre

2021										2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)
	Participation de commandité dans une filiale société de

	portefeuil e détenue par Brookfield ..........................			1 $				1 $	3 $	4 $

	Distributions incitatives ..............................................	20								17	60	48

21								18	63	52
	Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
	résultat net dans une filiale société de portefeuille –
	parts rachetables/échangeables détenues par

	Brookfield ..............................................................	59								51	176	193

	Actions échangeables de BEPC détenues par :
				14										40
	Brookfield ...............................................................							25	25

	Porteurs d’actions externes .......................................	38								41		116	41
				52										156		66
	Total des actions échangeables de BEPC ......................							66
				132 $										135 $	395 $			311 $
	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 :
Distributions déclarées
						Taux de
pour les périodes de
						rendement
						des	neuf mois closes
											les 30 septembre				Valeur comptable aux
		distributions	Date de
											Actions en	cumulatifs	rachat la plus				30 septembre	31 décembre
	(EN MILLIONS, SAUF
											circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)					2021								2020	2021	2020
	Série 1 (136 $ CA)											...	6,85			3,1 Avril 2025				3 $				3 $		134 $	134 $
	Série 2 (113 $ CA)1										..	3,11			2,8 Avril 2025	2					2	62		62
	Série 3 (249 $ CA)											...	9,96			4,4 Juillet 2024	6					6	196		195
												...
	Série 5 (103 $ CA)	4,11				5,0 Avril 2018	3						3	81			81
												...
	Série 6 (175 $ CA)	7,00				5,0 Juillet 2018	5						5	137			137

		31,03		19 $						19 $		610 $	609 $
	1)		Le taux de dividende correspond à la distribution annualisée fondée sur le taux variable trimestriel le plus récent.
	Les distributions versées pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 se sont élevées à
	respectivement 6 millions $ et 19 millions $ (respectivement 6 millions $ et 19 millions $ en 2020). Les actions privilégiées de catégorie A n’ont pas de date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs.
	Au 30 septembre 2021, aucune des actions privilégiées de catégorie A, série 5 et série 6 n’avait été rachetée par Actions
	privilégiées ERB.


	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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	Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté l’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 porteurs de parts peuvent obtenir sans frais
	une copie de l’avis en communiquant avec Énergie Brookfield. Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre
	2021, Énergie Brookfield n’avait racheté aucune action. Billets subordonnés perpétuels En avril 2021, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., filiale entièrement détenue par Énergie Brookfield, a émis des
	billets subordonnés perpétuels d’une valeur de 350 millions $ à un taux fixe de 4,625 %. Les billets subordonnés
	perpétuels ne sont assortis d’aucune date d’échéance, sauf en cas de défaut de paiement, et concèdent à Énergie Brookfield
	le droit, à son gré, de reporter les intérêts (en totalité ou en partie) jusqu’à la liquidation d’actifs en cas de défaut de
	paiement. Les billets subordonnés perpétuels sont classés comme une catégorie distincte de participations ne donnant pas
	le contrôle dans l’état de la situation financière consolidé d’Énergie Brookfield, conformément à IAS 32, Instruments
	financiers : Présentation. La charge d’intérêts engagée sur les billets subordonnés perpétuels au cours du trimestre et de la
	période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 de respectivement 4 millions $ et 7 millions $ est présentée à titre de
	distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. Au 30 septembre 2021, la valeur comptable des
	billets subordonnés perpétuels était de 340 millions $ (néant en 2020), déduction faite des coûts de transaction. Les distributions versées pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 se sont élevées à
	respectivement 5 millions $ et 5 millions $ (respectivement néant et néant en 2020).
	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 de
	société en commandite privilégiées de catégorie A présentées comme suit :
Dividendes déclarés pour
						Taux de
						rendement	les périodes de neuf mois
						des	closes les
											30 septembre					Valeur comptable aux
						dividendes	Date de
								Actions en	cumulatifs	rachat la plus	(EN MILLIONS, SAUF							30 septembre	31 décembre
								circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)						2021			2020	2021	2020
						Avril 2018
	Série 5 (72 $ CA) .....	2,89				5,59	2 $					2 $		49 $	49 $

	Série 7 (175 $ CA) ...	7,00				5,50 Janvier 2026	6						5	128		128
						Juillet 2021
	Série 9 (200 $ CA) ...	—				5,75	5						6	—		147
						Avril 2022
	Série 11 (250 $ CA) .	10,00				5,00	8						7	187		187
						Avril 2023
	Série 13 (250 $ CA) .	10,00				5,00	8						7	196		196
						Avril 2024
	Série 15 (175 $ CA) .	7,00				5,75	6						6	126		126
						Mars 2025
	Série 17 (200 $) .......	8,00				5,25	8						7		195			195

		44,89		43 $					40 $		881 $	1 028 $
	Au 30 septembre 2021, aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée. Au cours du troisième trimestre de 2021, Énergie Brookfield a racheté toutes les parts de société en commandite
	privilégiées de série 9 en circulation d’une valeur de 200 millions $ CA ou 25 $ CA par part de société en commandite
	privilégiée. Les distributions versées pour le troisième et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 se sont élevées à
	respectivement 15 millions $ et 44 millions $ (respectivement 15 millions $ et 38 millions $ en 2020). 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. Au cours
	de la période de neuf mois close le 30 septembre 2021, Énergie Brookfield n’avait racheté aucune action.

	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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11. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES Capitaux propres des commanditaires Au 30 septembre 2021, un total de 275 009 092 parts de société en commandite étaient en circulation (274 837 890 parts

de société en commandite au 31 décembre 2020), dont 68 749 416 étaient détenues par Brookfield (68 749 416 parts de

société en commandite au 31 décembre 2020). Brookfield détient toutes les participations de commandité dans Énergie

Brookfield, ce qui représente une participation de 0,01 %.

Au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, Énergie Brookfield a émis respectivement

63 127 et 156 794 parts de société en commandite (respectivement 46 074 et 150 528 parts de société en commandite en

2020) dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour une valeur totale de respectivement 2 millions $

et 6 millions $ (respectivement 2 millions $ et 5 millions $ en 2020).

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont

échangé 4 766 et 14 408 actions échangeables (127 746 actions pour les périodes correspondantes en 2020) contre un

nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de moins de 1 million $ (1 million $ en 2020).

Au 30 septembre 2021, la participation directe et indirecte de Brookfield Asset Management, soit 308 051 190 parts de

société en commandite, parts de société en commandite rachetables/échangeables et actions échangeables de BEPC,

représentait environ 48 % d’Énergie Brookfield, compte tenu d’un échange intégral (en supposant que toutes les parts de

société en commandite rachetables/échangeables et les actions échangeables en circulation ont été échangées). La

participation restante, soit environ 52 %, est détenue par des investisseurs publics.

Compte non tenu d’un échange intégral, Brookfield détenait au 30 septembre 2021 une participation directe de société en

commandite de 25 % dans Énergie Brookfield, une participation directe de 41 % dans BRELP découlant de la détention de

parts de société en commandite rachetables/échangeables, une participation directe de commandité de 1 % dans BRELP et

une participation directe de 26 % dans les actions échangeables de BEPC.

En décembre 2020, 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 13 740 072 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 2021, 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 et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021.

Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions des capitaux propres des commanditaires pour les trimestres et

les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :

Trimestres clos

Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre

2021

2020

2021

2020

(EN MILLIONS)

Brookfield ..................................................................

21 $

18 $

63 $

78 $

Porteurs de parts de société en commandite externes ....

188

192

84 $

74 $

251 $

270 $

En février 2021, les distributions aux porteurs de parts sont passées à 1,215 $ par part de société en commandite sur une

base annualisée, soit une hausse de 0,06 $ par part de société en commandite, qui prend effet pour la distribution versée en

mars 2021. Les distributions versées pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 se sont élevées à

respectivement 83 millions $ et 249 millions $ (respectivement 78 millions $ et 269 millions $ en 2020).

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

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12. 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 la période de neuf mois close le 30 septembre 2021 :
		30 septembre
(EN MILLIONS)			2021
Solde d’ouverture ..........................................................................................................................................			971 $
Investissement ...............................................................................................................................................			56
Cessions ........................................................................................................................................................			(8)
Quote-part du résultat net ...............................................................................................................................			3
Quote-part des autres éléments du résultat global ............................................................................................			(12)
Dividendes reçus ...........................................................................................................................................			(55)
Écart de conversion et autres ..........................................................................................................................			(3)
Solde de clôture .............................................................................................................................................			952 $
Au cours du premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’achat d’une
participation de 23 % dans une entreprise de production d’énergie renouvelable d’envergure en Pologne, relativement à
son offre publique d’achat annoncée précédemment avec l’actionnaire majoritaire actuel de l’entreprise, à un coût
approximatif de 175 millions $ (coût net de 44 millions $ pour Énergie Brookfield, pour une participation de 6 %). La
participation d’Énergie Brookfield dans la société, de concert avec ses partenaires institutionnels et l’actionnaire
majoritaire actuel de l’entreprise, s’élève à 75 %.
13. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux :
				30 septembre	31 décembre
(EN MILLIONS)					2021		2020
Trésorerie .............................................................................................................................					495 $	422 $
Dépôts à court terme .............................................................................................................					42		9

					537 $	431 $
14. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield se présentent comme suit aux :
				30 septembre	31 décembre
(EN MILLIONS)					2021	2020
Activités ..............................................................................................................................					194 $	129 $
Obligations liées au crédit ....................................................................................................					129	119
Dépenses d’investissement et projets de développement ........................................................					130	35
Total					453	283
Moins : non-tranche courante ...............................................................................................					(79)	(75)
Tranche courante..................................................................................................................					374 $	208 $


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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15. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield se composaient des éléments suivants aux :
				30 septembre	31 décembre
(EN MILLIONS)					2021	2020
Créances clients ...................................................................................................................					636 $		614 $
Charges payées d’avance et créances diverses .......................................................................					107		64
Stocks .................................................................................................................................					44		26
Impôts à recevoir .................................................................................................................					16		15
Dépôts affectés en garantie1..................................................................................................					326		1
Tranche courante de l’actif sur contrat ..................................................................................					48		46
Autres créances à court terme ...............................................................................................					103		162
					1 280 $		928 $
1)	Les dépôts affectés en garantie sont associés à des contrats d’énergie dérivés qu’Énergie Brookfield conclut en vue de réduire son
exposition aux prix de l’électricité sur les marchés de gros au moment de la vente future de sa production non visée par contrat,
conformément à la stratégie de gestion des risques d’Énergie Brookfield.
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.
16. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield étaient comme suit aux :
				30 septembre	31 décembre
(EN MILLIONS)					2021	2020
Créditeurs liés aux activités d’exploitation ...............................................................................					245 $	270 $
Dettes fournisseurs ..................................................................................................................					178	127
Intérêts à payer sur des emprunts .............................................................................................					110		106
Distributions à payer aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à verser
sur les parts de société en commandite privilégiées, distributions sur les bil ets subordonnés
perpétuels et dividendes sur actions privilégiées1 ..................................................................					54		46
Tranche à court terme des obligations locatives ........................................................................					24		33
Divers.....................................................................................................................................					78		43
					689 $	625 $
1)	Ne comprennent que les montants à payer aux porteurs de parts de société en commandite externes et aux porteurs d’actions échangeables
de BEPC. Les montants à payer à Brookfield sont compris dans les montants à payer à des parties liées.
17. 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 environ 54 millions R$ (10 millions $) en
vue d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie éolienne au Brésil d’une puissance de 270 MW. La
clôture de la transaction devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2021, sous réserve des conditions de clôture
habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
Après la clôture de l’exercice, 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 se faire au premier 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	30 septembre 2021

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Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels et le China Renewable Energy Fund d’Apple Inc., s’est engagée à
investir 378 millions CNY (59 millions $) en vue d’acquérir un portefeuille d’énergie éolienne en Chine d’une puissance
de 213 MW. Au cours du trimestre, l’acquisition d’une centrale éolienne en exploitation de 59 MW, soit le premier projet
du portefeuille, a été conclue. La clôture de l’acquisition des autres projets du portefeuille devrait avoir lieu au
quatrième trimestre de 2021, sous réserve des conditions de clôture habituelles, ce qui devrait procurer à Énergie
Brookfield une participation de 14,5 %. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a convenu d’investir un montant additionnel de 150 millions € (un
montant net d’environ 50 millions $ pour Énergie Brookfield) dans une entreprise de production d’énergie renouvelable
d’envergure en Pologne, pour une participation totale de près de 40 %. Actuellement, Énergie Brookfield, avec ses
partenaires institutionnels, détient une participation de 23 % dans cette entreprise (participation nette de 6 % pour
Énergie Brookfield). Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a convenu, avec des partenaires institutionnels, de faire l’acquisition
d’une participation initiale de 26 % dans un portefeuille d’actifs en exploitation et en développement en Espagne et au
Mexique d’une puissance de 750 MW. Ensemble, ils prévoient investir des capitaux propres d’un total de 220 millions $
(montant net de 55 millions $ pour Énergie Brookfield) dans ce projet, ce qui pourrait potentiellement faire passer la
participation financière à près de 60 %. La clôture de la transaction devrait avoir lieu au cours de 2022, sous réserve des
conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 % dans ce placement.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, a conclu une entente en vue
d’acquérir trois projets de développement d’énergie solaire commerciaux rendus à un stade avancé et de qualité supérieure
aux États-Unis, pour une puissance instal ée totale d’environ 475 MW et un placement total de 135 millions $ (montant
d’environ 35 millions $ pour Énergie Brookfield). La clôture de la transaction devrait avoir lieu au cours de 2022, sous
réserve des conditions de clôture habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
Une partie intégrante de la stratégie d’Énergie Brookfield consiste à participer avec des investisseurs institutionnels à des
fonds de capital-investissement privés soutenus par Brookfield qui visent 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 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 parrainés par Brookfield (y compris des fonds privés, des coentreprises et des arrangements semblables),
Énergie Brookfield et des co-investisseurs ou effectué en totalité par l’un de ceux-ci.
Éventualités Énergie Brookfield et ses filiales font l’objet d’actions en justice, d’arbitrages et de poursuites dans le cours normal de
leurs activités. Bien qu’il soit impossible de prédire avec certitude l’issue de ces actions en justice et poursuites, la
direction est d’avis que leur règlement n’aura pas d’incidence importante sur la situation financière consolidée d’Énergie
Brookfield ou sur ses résultats d’exploitation consolidés.
Le 22 décembre 2020, notre filiale, TerraForm Power, a reçu une décision défavorable à l’égard de la requête de jugement
sommaire dans le cadre d’un litige portant sur un différend contractuel historique. Ce litige était antérieur à l’acquisition
en 2017, par Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels, d’une participation initiale de 51 % dans TerraForm
Power et est associé à une allégation selon laquelle TerraForm Power avait l’obligation de verser des paiements indexés
sur les bénéfices futurs en lien avec l’acquisition à un tiers de certains actifs en développement par l’ancienne société mère
de TerraForm Power. La décision du tribunal prononcée en faveur du demandeur lui accorde environ 231 millions $, plus
les intérêts courus depuis mai 2016 à un taux annuel non composé de 9 % prévu par la loi applicable dans l’État de New
York. Au cours de l’exercice, TerraForm Power a conclu une entente de règlement définitive avec les demandeurs. Le
montant du règlement versé par TerraForm Power est de près de 50 millions $, soit en deçà du montant prévu dans la
décision du tribunal, incluant les intérêts courus. Une filiale détenue en partie par Énergie Brookfield détenant des actions
de TerraForm Power était contractuellement en droit de recevoir des actions supplémentaires de TerraForm Power en
contrepartie des frais liés au litige. Cette émission a eu lieu au cours du trimestre et a entraîné une dilution négligeable de
la participation d’Énergie Brookfield dans TerraForm Power. Après la clôture du trimestre, TerraForm Power a entrepris
des actions en justice en vue de récupérer le montant du règlement ainsi que les coûts engagés pour sa défense dans le
cadre du litige sous-jacent.
Énergie Brookfield, au nom des filiales d’Énergie Brookfield, et les filiales elles-mêmes ont fourni des lettres de crédit qui
comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au
titre du capital, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement. L’activité relative aux lettres de crédit émises
par Énergie Brookfield est décrite à la note 8, « Emprunts ».

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 septembre 2021

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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, à l’achèvement des travaux de construction et au rendement.

Les lettres de crédit émises par Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, et ses filiales se

présentaient comme suit :

30 septembre

31 décembre

(EN MILLIONS)

2021

2020

Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels ........................................

98 $

46 $

Filiales d’Énergie Brookfield ...................................................................................................

826

670

924 $

716 $

Garanties Dans le cours normal de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales interviennent dans des conventions qui prévoient

l’indemnisation et des garanties à l’égard de tiers dans le cadre de transactions, notamment de cessions d’entreprises, de

projets d’investissement, d’acquisitions d’entreprises, et de vente et d’achat d’actifs et de service. 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.

18. 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 2021, et les montants empruntés portent intérêt au taux 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 30 septembre 2021, aucuns fonds n’avaient été déposés auprès d’Énergie

Brookfield (325 millions $ au 31 décembre 2020). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit renouvelable de Brookfield

Asset Management et le dépôt pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021 étaient de

respectivement 1 million $ et 2 millions $ (respectivement néant et 1 million $ en 2020).

Modifications apportées aux contrats Au cours du premier trimestre de 2021, des modifications ont été apportées à deux conventions d’achat d’électricité à long

terme visant la vente de l’énergie produite par des centrales hydroélectriques détenues par Great Lakes Power Limited

(« GLPL ») et Fiducie Mississagi Power (« FMP ») et les conventions d’achat d’électricité conclues avec des tierces

parties de Brookfield portant sur la vente de l’énergie produite par GLPL et FMP ont été réaffectées.

Par le passé, selon les conventions d’achat d’électricité, Brookfield devait acheter l’énergie produite par GLPL et FMP à

un prix moyen de respectivement 100 $ CA le MWh et 127 $ CA le MWh, sous réserve d’un ajustement annuel

correspondant à un taux fixe de 3 %. La date d’échéance initiale des conventions de GLPL et FMP conclues avec

Brookfield était fixée au 1er décembre 2029, mais Énergie Brookfield aura l’option de prolonger l’engagement de

Brookfield à offrir un prix fixe de 60 $ CA le MWh à GLPL jusqu’en 2044. Aucune modification n’a été apportée aux

modalités des conventions d’achat d’électricité conclues avec des tierces parties de Brookfield par suite de la réaffectation

à GLPL et FMP.

La convention, qui accorde à Énergie Brookfield l’option de prolonger l’engagement de Brookfield à offrir un prix fixe de

60 $ CA le MWh à GLPL du 1er décembre 2029 jusqu’en 2044, n’a pas été modifiée ni résiliée. Pour l’exercice, Brookfield Renewable UK Hydro Limited, filiale d’Énergie Brookfield, a consenti un prêt à l’actionnaire

de 135 millions $ dans le cadre de notre participation dans une centrale d’accumulation par pompage au Royaume-Uni. Le

montant à recevoir de parties liées est comptabilisé dans les autres actifs à long terme à l’état consolidé de la situation

financière.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 septembre 2021

Page 87


	Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, les flux de trésorerie provenant des activités de
	financement d’une partie liée se sont élevés à respectivement 400 millions $ et 1 155 millions $ (respectivement néant et
	néant en 2020).
	Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2021, les flux de trésorerie remboursés à une partie liée
	pour ses activités de financement se sont élevés à respectivement 1 080 millions $ et 1 615 millions $ (respectivement
	néant et néant en 2020).
	Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés
	intermédiaires de résultat pour les trimestres et les périodes de neuf mois clos les 30 septembre :
Trimestres clos							Périodes de neuf mois closes

les 30 septembre								les 30 septembre

2021									2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)

	Produits
	Conventions d’achat d’électricité et conventions
	relatives aux produits ................................................			6 $					32 $		89 $	213 $
	Coûts d’exploitation directs
	Achats d’énergie ..........................................................			— $							1 $		— $	1 $
	Frais de commercialisation de l’énergie
	et autres services .......................................................	(3)							(1)		(8)			(2)
	Services d’assurance1 ...................................................	—							(4)		—			(18)
				(3) $							(4) $		(8) $	(19) $
	Charge d’intérêts
	Emprunts .....................................................................			(1) $									— $		(2) $	(1) $
	Désactualisation du solde des contrats ..........................			(1)							(1)		(10) $	(9) $
				(2) $							(1) $		(12) $	(10) $
	Coûts de service de gestion .............................................	(71) $															(65) $	(224) $	(151) $
	1)		Des honoraires liés aux services d’assurance ont été versés à une filiale de Brookfield Asset Management, laquelle agissait comme courtier
	entre des assureurs externes et Énergie Brookfield. À compter de 2020, les honoraires liés aux services d’assurance ont été versés
	directement aux assureurs externes. Les honoraires versés à la filiale de Brookfield Asset Management pour le trimestre et la période de
	neuf mois clos le 30 septembre 2020 s’établissaient à moins de 1 million $.

	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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19. 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 30 septembre 2021
Actifs courants .............................					48 $	418 $ 2 178 $	1 105 $					2 328 $	(3 736) $		2 341 $
Actifs non courants .....................					4 078		257		4			27 914					47 462		(32 169)	47 546
Passifs courants ...........................					43		7	30				7 514					2 417		(6 837)	3 174
Passifs non courants ....................					—		—	2 142				260					24 087			(43)	26 446
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation .........................					—		—	—								—	10 942			—	10 942
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts
rachetables/ échangeables
détenues
par Brookfield .........................					—		—	—				2 257						—		—	2 257
Actions échangeables de BEPC ..					—		—	—								—	1 999			—	1 999
Actions privilégiées......................					—		610	—								—		—		—		610
Billets subordonnés perpétuels ...					—		—	—				340						—		—		340
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées ...............					881	—	—				891					—	(891)		881
Au 31 décembre 2020
Actifs courants ..............................					44 $	416 $ 2 173 $	568 $					1 770 $	(3 229) $		1 742 $
Actifs non courants .......................					4 879	256	6				31 329				47 886		(36 376)	47 980
Passifs courants .............................					39	7	39				6 535					2 276	(6 135)		2 761
Passifs non courants ......................					—	—	2 132				214				22 851	(3)		25 194
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation...........................					—	—	—								—	11 100	—		11 100
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts
rachetables/ échangeables
détenues par Brookfield ............					—	—	—				2 721					—	—		2 721
Actions échangeables de BEPC.....					—	—	—								—	2 408	—		2 408
Actions privilégiées .......................					—	609	—								—	—	—		609
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées .................					1 028	—	—				1 039					—	(1 039)		1 028
1)		Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)		Comprennent BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings
Limited, Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc., collectivement les « entités de soutien au crédit des filiales ».
3)		Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
4)		Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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			Entités de
		Actions	soutien au			Énergie
	Énergie				privilégiées	crédit des			Autres	Ajustements de	Brookfield

(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB	Finco				filiales2		filiales1, 2		consolidation3	consolidé
Trimestre clos le
30 septembre 2021
Produits ..................................					— $	— $	— $						— $	966 $	— $		966 $
Résultat net.............................								(43)	—	8				(402)					(2)	285			(154)
Trimestre clos le 30 septembre
2020
Produits ....................................					— $	— $	— $						— $	867 $	— $		867 $
Résultat net ..............................								(81)	—	(13)				(392)				175			192			(119)

Période de neuf mois close le
30 septembre 2021
Produits ..................................					— $	— $	— $						— $ 3 005 $	— $		3 005 $
Résultat net.............................	(115)	—	3				(976)		465			524			(99)
Période de neuf mois close le
30 septembre 2020
Produits ....................................					— $	— $	— $						— $ 2 858 $	— $		2 858 $
Résultat net ..............................								(86)	—	(12)				(427)				830				(345)	40
1)		Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)		Comprennent BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings
Limited, Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc., collectivement les « entités de soutien au crédit des filiales ».
3)		Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
4)		Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
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.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		30 septembre 2021

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		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
		Renewable Partners L.P. Connor Teskey	Symboles boursiers
NYSE : BEP (parts de société en commandite)
TSX : BEP.UN (parts de société en commandite)
		Chef de la direction	NYSE : BEPC (actions échangeables)
TSX : BEPC (actions échangeables)
		Wyatt Hartley	TSX : BEP.PR.E (parts de société en commandite
		Chef de la direction des finances Agent des transferts et agent chargé de la	privilégiées, série 5)
TSX : BEP.PR.G (parts de société en commandite
privilégiées, série 7)
		tenue des registres	TSX : BEP.PR.I (parts de société en commandite
		Société de fiducie Computershare du Canada	privilégiées, série 9)
		100 University Avenue	TSX : BEP.PR.K (parts de société en commandite
		9th floor	privilégiées, série 11)
		Toronto (Ontario) M5J 2Y1	TSX : BEP.PR.M (parts de société en commandite
		Téléphone (sans frais) : 1 800 564-6253	privilégiées, série 13)
		Télécopieur (sans frais) : 1 888 453-0330	TSX : BEP.PR.O (parts de société en commandite
		www.computershare.com	privilégiées, série 15)
NYSE : BEP.PR.A (parts de société en commandite
privilégiées, série 17)
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)
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 2019. 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.