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Published: 2021-08-10


	R A P P O R T I N T E R M É D I A I R E D U
	D E U X 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
20 400 mégawatts (« MW »), une production moyenne à long terme (« MLT ») annualisée d’environ
59 000 gigawattheures (« GWh ») et un portefeuille de projets de développement de plus de 31 000 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 juin 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, 4 ...............................................		—								30	2 920		8 674				—
Canada .......................................................		—							4	483	1 437				—
		—								34	3 403		10 111				—
Europe ..........................................................		—								39	932	2 067				—
Brésil ............................................................		—							19	457	1 950				—
Asie ...............................................................		—								9	660	1 650				—
		—		101	5 452		15 778				—


Énergie solaire – Services publics5												—						84	2 177	4 606	—

Transition énergétique
Production décentralisée6 ..............................		—		5 526	1 372		1 820				—
Accumulation et divers7 ................................		2								11	3 392		—		5 220
		2		5 537	4 764		1 820		5 220
		85		5 944	20 377		59 042		12 727
1)	La MLT est calculée en fonction de notre portefeuille au 30 juin 2021, en tenant compte de toutes nos instal ations 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 quatre centrales solaires (391 MW) aux États-Unis qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
4)	Comprend une centrale de stockage à batteries en Amérique du Nord (10 MW).
5)	Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
6)	Comprend neuf centrales à piles à combustible en Amérique du Nord (10 MW).
7)	Comprend les centrales d’accumulation par pompage en Amérique du Nord (600 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 juin 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-Unis2 .................................							2 236	2 442	1 882	2 114	8 674
Canada........................................							400	345	273	419	1 437
		2 636	2 787	2 155	2 533	10 111
Europe ...........................................		626	456	399	586	2 067
Brésil .............................................		371	494	606	479	1 950
Asie ...............................................		368	439	454	389	1 650
		4 001	4 176	3 614	3 987	15 778

Énergie solaire – Services publics3		966	1 340	1 403	897	4 606

Transition énergétique		359	560	547	354	1 820

Total .................................................		14 552	15 967	13 770	14 753	59 042
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 quatre centrales éoliennes (391 MW) aux États-Unis qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
3)	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 juin 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-Unis2 .................................							1 060		1 118	860	1 011		4 049
Canada........................................							376		328	261	394		1 359
		1 436		1 446		1 121		1 405				5 408
Europe ...........................................		287		217		179	259				942
Brésil .............................................		126		168		210	165				669
Asie ...............................................		99		118		121	104				442
		1 948		1 949		1 631		1 933				7 461

Énergie solaire – Services publics3		373		620		650	334				1 977

Transition énergétique		172		271		263	169				875

Total .................................................		7 527		8 305		6 855		7 352				30 039
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 quatre centrales éoliennes (391 MW) aux États-Unis qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
3)	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





Les énergies renouvelables ont le vent dans les voiles. En effet, les parties prenantes du monde entier

sont de plus en plus axées sur l’impératif de décarbonation, ce qui entraîne une hausse de la demande
				liée à l’énergie verte et à d’autres solutions propres. Il ne faut donc pas s’étonner si les possibilités
d’investissement et l’infusion de capitaux dans le secteur sont à la hausse. Nous sommes l’une des rares
sociétés d’envergure affichant une feuil e de route éprouvée et disposant de capacités à l’échel e
mondiale qui nous permettent de travail er de concert avec les gouvernements et les entreprises dans le
but d’atteindre leurs objectifs de décarbonation. Pour cette raison, l’avenir s’annonce des plus
prometteurs.

Malgré la concurrence, nous avons continué à dégager d’excel ents rendements dans la conjoncture
actuelle. Nous avons gardé le cap sur les occasions permettant de miser sur notre portée mondiale, sur
notre expertise en matière d’exploitation et de développement et sur notre accès à des capitaux
importants. Dans la foulée de cette évolution sectoriel e toujours plus rapide, nous avons vu se multiplier
le nombre de possibilités à grande échelle et à valeur ajoutée qui sont favorables aux investisseurs grce
à nos capacités.

Voici les faits sail ants du trimestre :

• Fonds provenant des activités de 268 millions $, ou de 0,42 $ par part, soit une augmentation de
			23 % par part sur une base normalisée par rapport à la période correspondante de l’exercice
			précédent, grce au bon rendement de nos actifs dont la disponibilité est élevée ainsi qu’à la
			croissance découlant des nouvelles acquisitions et de la mise en service de projets de
			développement.

• Conclusion de 28 conventions visant la production d’environ 800 gigawattheures à partir
			d’énergie renouvelable avec des acheteurs institutionnels exerçant leurs activités dans
			l’ensemble des principaux secteurs. Poursuite de notre lancée sur le plan de la négociation de
			contrats, ce qui il ustre bien notre leadership en ce qui a trait aux tendances du secteur qui
			évoluent rapidement.

• Poursuite de la construction d’actifs d’environ 7 500 mégawatts en projets de développement,
			obtention de permis pour des projets au stade avancé et ajout d’environ 4 000 mégawatts à notre
			portefeuil e mondial de projets de développement, qui avoisine maintenant les 31 000 mégawatts.

• Investissement ou entente d’investissement de capitaux propres de 1,9 milliard $ (montant net
			d’environ 500 millions $ pour Énergie Brookfield) dans diverses transactions depuis le début de
			l’exercice.

• Bilan qui 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.

• Depuis le début de l’exercice, mobilisation de plus de 1,3 milliard $ (montant net de plus de
			650 mil ions $ pour Énergie Brookfield) tirés des mesures de recyclage d’actifs et d’activités de
			financement additionnel stratégique.

Le point sur les initiatives de croissance

Alors que les placements dans les énergies renouvelables et la décarbonation se multiplient, notre
approche pour croître sera toujours axée sur les possibilités qui nous permettront d’exploiter nos points
forts, soit celles propices à la création de valeur et à l’utilisation de nos capacités d’exploitation pour
accroître les flux de trésorerie. C’est selon cette démarche que nous avons conclu plusieurs ententes et
réalisé nos transactions.

En juin, nous avons amorcé le rééquipement du parc éolien Shepherds Flat d’une puissance de
845 mégawatts, projet entièrement visé par contrat dont nous avons fait l’acquisition plus tôt cette année.
Situé aux États-Unis, il présente l’un des plus grands projets de rééquipement au monde. Nous
remplacerons les pièces de l’éolienne par des rotors plus longs et du matériel plus efficace, tout en
conservant le reste de l’infrastructure. Cette initiative devrait permettre d’augmenter la production
d’environ 25 %, soit une hausse de l’énergie propre produite d’environ 400 gigawattheures par année, en

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

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prolongeant considérablement la durée de vie utile de l’actif. De plus, comme il n’en coûte qu’une fraction
du prix par rapport à un nouveau projet de nature semblable et que la génération améliorée est en
mesure de soutenir une structure de capital plus robuste, le rééquipement ne requiert aucun
investissement en capital supplémentaire de notre part, générant des rendements attrayants allant du
milieu au haut de la première fourchette à deux chif res.

Cet exemple il ustre bien comment nous tirons parti de nos avantages concurrentiels dans le contexte de
marché actuel. D’ici l’achèvement du projet vers la fin de 2022, un total de 320 éoliennes devraient avoir
été modernisées avec des rotors allant jusqu’à près de 130 mètres et de l’équipement à la fine pointe de
la technologie, alors que nous continuons à fournir de l’électricité et à percevoir des produits
conformément à la convention d’achat d’électricité. Pour ce faire, nous devons allier nos capacités
d’exploitation à notre position de chef de file mondial en plateformes d’énergie renouvelable. Nous
consolidons nos relations existantes avec des fournisseurs d’équipement, des partenaires financiers et
des acheteurs afin de réduire considérablement les risques liés au projet.

Comptant une capacité éolienne estimative de 200 gigawatts qui atteindra 15 ans au cours des
cinq prochaines années, le marché mondial du rééquipement est vaste, Shepherds Flat n’étant pas la
seule occasion ni le seul segment où nous continuons de faire croître notre entreprise à des rendements
attrayants. Compte tenu de notre portée et de nos capacités d’exploitation mondiales, nous comptons
profiter d’occasions d’envergure pour rééquiper d’autres installations, tant au sein de notre portefeuil e
actuel que dans ceux que nous acquerrons, et ainsi fournir des rendements intéressants à nos
investisseurs.

Au cours du trimestre, nous avons conclu une entente stratégique de col aboration avec Amazon visant à
développer de nouveaux projets d’énergie renouvelable assortis de conventions d’achat d’électricité et à
travail er ensemble dans le cadre d’autres occasions liées à l’énergie verte qui pourraient se présenter.
Cette entente, conclue avec le plus important acheteur d’énergie renouvelable au monde, mettra à profit
nos capacités d’exploitation étendues et nos équipes sur le terrain en Amérique du Nord, en Europe, au
Brésil et en Asie afin de soutenir la construction de projets faisant partie de notre portefeuil e de projets
de développement à l’échelle mondiale d’une puissance de 31 000 mégawatts. Nous sommes
enthousiastes à l’idée de collaborer avec Amazon et de les aider à atteindre leurs objectifs climatiques et
de faire la transition des réseaux d’électricité mondiaux vers de l’énergie plus verte.

Nous avons également conclu une entente avec Trane Technologies, société d’innovation climatique
mondiale, pour collaborer dans le but d’offrir des services de décarbonation aux clients commerciaux et
industriels ainsi qu’à ceux du secteur public, notamment la modernisation efficace écoénergétique et
l’amélioration des infrastructures énergétiques de btiments au moyen d’énergie solaire décentralisée,
d’accumulation d’énergie et d’autres types de production d’électricité en Amérique du Nord. Cette entente
met à profit nos activités de production décentralisée de premier plan aux États-Unis et la vaste
expérience technique et écoénergétique de Trane en matière d’ingénierie, de construction et de
développement de projets afin de générer et de mettre en place des occasions de servir de nouveaux
clients. Les solutions de décarbonation innovatrices offertes aideront les clients à atteindre leurs cibles de
développement durable, tout en réduisant les coûts d’exploitation grce à l’amélioration des
infrastructures énergétiques essentiel es et l’instal ation d’énergies renouvelables sur place.

Nous avons fait progresser considérablement nos activités de développement dans notre entreprise
d’énergie renouvelable en Pologne. Nous avons conclu un contrat d’une durée de 25 ans visant à
soutenir la construction de projets en mer d’une puissance de près de 1,5 gigawatt à un prix très attrayant
qui continue de grimper en raison de l’inflation, sans toutefois présenter de risque de corrélation ou de
compression. Comme nous l’avons mentionné auparavant, nous sommes d’avis que ces contrats sont les
plus attrayants du secteur de l’énergie en mer à l’échelle mondiale. Nous sommes maintenant axés sur la
mise en œuvre des activités de construction, ayant pour objectif la mise en service des centrales à partir
de 2025. En outre, nous sommes en bonne position pour la mise en service de notre portefeuil e
d’énergie éolienne terrestre en développement d’une puissance de 200 mégawatts d’ici l’an prochain et
nous faisons progresser les possibilités d’accroître notre empreinte énergétique éolienne et solaire
terrestre dans le pays. Afin de financer ces activités de croissance, les actionnaires ont approuvé
l’augmentation du capital requis au cours des deux prochaines années, ce qui nous permet d’investir un
montant additionnel de 150 millions € (montant net d’environ 50 millions $ pour Énergie Brookfield) et
d’augmenter notre participation dans l’entreprise à 40 %.

Au Brésil, nos projets de construction continuent à progresser dans le respect des budgets et des
échéanciers à l’échelle de notre portefeuil e de projets solaires en construction d’une puissance de près
de 2 gigawatts. Nous avons récemment achevé la construction d’un projet d’une puissance d’environ
300 mégawatts en avance et en deçà du budget. Notre plateforme de prestation de services et nos

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

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capacités de développement à l’échel e mondiale placent bien notre entreprise pour la mise en service,
en 2022, d’autres projets entièrement sous contrat d’une puissance d’environ 900 mégawatts.

En plus de la participation dans le China Renewable Energy Fund d’Apple, qui a été constitué par Apple
et ses fournisseurs pour faire progresser leur transition collective vers la carboneutralité au pays, nous
avons convenu de faire l’acquisition d’une participation de 55 % dans un portefeuil e d’actifs éoliens de
qualité supérieure en Chine d’une puissance de 213 mégawatts dont la production est visée par contrat,
en contrepartie d’environ 60 millions $ (montant net de 15 millions $ pour Énergie Brookfield). Cette
transaction nous permet de continuer d’étendre et de diversifier notre plateforme en Chine, ce qui nous
ouvre la voie pour continuer à accroître prudemment nos capacités à l’échelle du pays. L’acquisition
devrait clôturer au cours du troisième trimestre.

Nous avons convenu d’investir 130 millions $ (montant net de 35 millions $ pour Énergie Brookfield) en
Inde, pour un total de 900 mégawatts de puissance par suite de deux transactions. La première
transaction a été conclue avec un promoteur local de projets d’énergie solaire à qui nous avons acheté
des actifs en 2019. Nous ferons l’acquisition d’un projet d’énergie solaire prêt à construire entièrement
visé par contrat d’une puissance de 450 mégawatts. Cette occasion s’ajoute au développement d’un
portefeuil e de projets d’une puissance de 1,7 gigawatt que nous réalisons en coentreprise avec le
promoteur local, dans le cadre de laquel e celui-ci est responsable des activités de développement,
tandis que nous aurons l’option d’acquérir les projets lorsqu’ils auront obtenu tous les permis et seront
prêts à construire. La deuxième transaction a été conclue avec un important promoteur de projets
d’énergie solaire indien qui était un des emprunteurs sous-jacents dans un portefeuil e de prêts que nous
avons acquis vers la fin de 2020. Ce placement nous autorise à acquérir un projet d’énergie solaire
entièrement visé par contrat d’une puissance de 450 mégawatts un an après la mise en service, lorsque
la quasi-totalité des risques aura été éliminée.

Brookfield Renewable Corporation (BEPC)

Douze mois se sont écoulés depuis la création de l’entité constituée en société Brookfield Renewable
Corporation (BEPC). Au cours de cette période, nous avons atteint bon nombre des objectifs que nous
nous étions fixés au moment de son lancement, comme le recrutement de près de 250 nouveaux
investisseurs institutionnels et l’ajout des titres de BEPC à de nombreux indices, comme le Russell 1000,
le MSCI Canada et l’indice S&P Global Clean Energy. Nous avons utilisé les actions de BEPC à titre de
contrepartie dans le cadre de la privatisation de TerraForm Power et accru d’environ 300 % le flottant
depuis le lancement. Nous sommes très heureux de la réaction positive du marché. Nous entrevoyons
que BEPC continuera d’offrir aux investisseurs un autre accès à notre portefeuil e qui fait figure de proue
à l’échelle mondiale, regroupant des actifs d’énergie renouvelable et des actifs de décarbonation de sorte
à élargir notre bassin d’investisseurs et à augmenter la liquidité de nos titres.

Résultats d’exploitation

Au deuxième trimestre, nous avons dégagé des fonds provenant des activités de 268 millions $, ou
0,42 $ par part, nos activités ayant tiré avantage des récentes acquisitions, de la grande disponibilité des
actifs et des initiatives d’amélioration des marges. Sur une base normalisée, notre résultat par part a
augmenté de 23 % par rapport à celui du trimestre correspondant de l’exercice précédent.

Au cours du trimestre, les fonds provenant des activités générés par notre secteur hydroélectricité se
sont établis à 154 millions $. Bien que la production pour le trimestre ait été inférieure à la moyenne à
long terme, le portefeuil e continue de présenter des flux de trésorerie solides étant donné la
diversification accrue des actifs et du profil des contrats. Comme nous l’avons déjà souligné par le passé,
nous nous attendons au caractère cyclique des ressources, mais celui-ci n’a aucune influence sur la
façon dont nous gérons notre entreprise. Atténuer de plus en plus le risque d’exposition à une seule
ressource ou contrepartie ou à un seul marché demeure notre priorité absolue, et nous y arrivons en
poursuivant activement la diversification de nos activités et en concluant des contrats tout en gérant
prudemment les actifs. Les contrats qui valorisent le caractère unique en son genre de notre parc d’actifs
en tant que producteur d’électricité propre sur commande et de services auxiliaires soutiennent encore
davantage notre portefeuil e contre les inévitables variations.

Le Brésil a connu une saison des pluies en deçà de la normale, tout particulièrement dans la région du
sud-est du pays où le niveau des réservoirs a été bien inférieur à la moyenne à long terme. Par
conséquent, les prix au comptant ont augmenté de façon marquée, l’exploitant du réseau ayant dû faire
appel à une production thermique plus coûteuse, et il existe un risque modéré de rationnement de
l’énergie. Notre portefeuil e est bien placé dans ce contexte. Le risque de ne pas pouvoir respecter nos
obligations de livraison d’électricité pour le reste de l’année et en 2022 étant faible ou inexistant, nous

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

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pourrions donc obtenir de très bons prix à l’égard de contrats que nous avons conclus visant l’année
prochaine.

Nos secteurs énergie éolienne et énergie solaire ont dégagé des fonds provenant des activités totalisant
178 mil ions $, grce aux produits stables tirés des actifs de ces secteurs, à la diversification de notre
parc d’actifs et aux flux de trésorerie provenant en grande partie des conventions d’achat d’électricité à
long terme. En outre, pour tirer avantage du contexte de la vigueur des prix au Brésil, nous avons utilisé
un mécanisme prévu par la réglementation permettant de soustraire la production de 2022, d’un projet
d’énergie solaire d’une puissance d’environ 300 mégawatts, prévue aux contrats. Paral èlement, nous
avons conclu de nouveaux contrats visant cette production dans un contexte de libre marché au double
de ce qui est prévu dans le cadre de conventions d’achat d’électricité, tirant ainsi de ce projet des
produits additionnels de 135 millions R$ (27 millions $ US).
Pour le trimestre, les fonds provenant des activités de notre secteur transition énergétique se sont élevés
à 44 millions $, notre portefeuil e continuant à croître alors que nous aidons nos partenaires commerciaux
et industriels à atteindre leurs objectifs de décarbonation et leur fournissons des services auxiliaires
essentiels permettant de stabiliser les réseaux ainsi qu’une capacité supplémentaire pour pallier
l’intermittence croissante des réseaux d’électricité plus écologiques.

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.
Dernièrement, Fitch a commencé à couvrir nos activités, nous accordant une note de crédit de BBB+, ce
qui est conforme à la note que S&P nous accorde déjà.

Au cours du trimestre, nous avons continué à tirer parti du contexte de faibles taux d’intérêt pour réaliser
des financements et des financements additionnels de première qualité totalisant près de 1,5 milliard $
pour l’ensemble de l’entreprise. Nous avons également poursuivi la mise en œuvre de plusieurs initiatives
afin de soutenir encore plus nos liquidités et notre croissance. Tout récemment, nous avons mobilisé des
produits sur les titres de capitaux propres de plus de 850 mil ions $ (un montant d’environ 410 millions $
pour Énergie Brookfield) découlant des mesures de recyclage de capitaux. À long terme, nous nous
attendons à continuer de générer des produits substantiels tirés de financements additionnels
stratégiques et de mesures de recyclage de capitaux, ainsi nous ne dépendons pas de l’accès au marché
financier pour financer la croissance de notre entreprise.

Perspectives

À plus long terme, nous continuons de nous concentrer sur la croissance de nos activités et sur la
réalisation de nos priorités opérationnel es de première importance, notamment le maintien d’un bilan
solide, la préservation de l’accès à diverses sources de capitaux et l’augmentation de la valeur grce à
l’amélioration des flux de trésorerie de notre portefeuil e existant.
Nous demeurons déterminés à aider nos clients 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 août 2021


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 juin 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 20 400 MW largement répartie sur quatre continents, compte un
portefeuille de projets de développement de plus de 31 000 MW et table sur une production moyenne à long terme
annualisée au prorata d’approximativement 30 000 GWh. Les graphiques ci-après présentent les produits au prorata1.

1) Les chiffres sont fondés sur les produits normalisés des douze 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 85 % 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.

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

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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 de 7 %, et
environ 90 % de nos emprunts sont sans recours. Les emprunts de la société mère et les emprunts sans recours au prorata
ont chacun une durée moyenne pondérée 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 juin 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 exclusifs
d’une puissance de plus de 31 000 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 15 100 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 à 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 juin 2021

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Rapport de gestion
Trimestre et semestre clos le 30 juin 2021 Le présent rapport de gestion pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021 a été préparé en date du 5 août 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 col ectivement « 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,
à la livre sterling 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).


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

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Présentation du rapport de gestion

Partie 1 – Faits saillants du deuxième trimestre de 2021

Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement (suite)

16 Tableaux consolidés des flux de trésorerie

Partie 2 – Revue du rendement financier selon des données

consolidées

Actions et parts en circulation

Dividendes et distributions

Partie 3 – Informations financières consolidées

supplémentaires

Obligations contractuelles

Résumé des états consolidés de la situation financière

18 Informations financières supplémentaires relatives aux garants

Transactions entre parties liées

19 Accords hors état de la situation financière

Capitaux propres

Partie 6 – Principales informations trimestrielles

Partie 4 – Revue du rendement financier selon des données au

prorata

22 Sommaire des résultats trimestriels historiques

Résultats au prorata pour les trimestres clos les 30 juin

22 Résultats au prorata pour les semestres clos les 30 juin

Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS

28 Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS

Profil des contrats

Partie 7 – Estimations critiques, méthodes comptables et

contrôles internes

Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de financement

32 Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du

rendement

Structure du capital et liquidités disponibles

Emprunts

Dépenses d’investissement

Partie 9 – Mise en garde

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 juin 2021

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PARTIE 1 – FAITS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE
DE 2021
			Trimestres clos les 30 juin	Semestres clos les 30 juin
			2021		2020	2021	2020
Information sur l’exploitation Puissance (MW).................................................................................
			20 377		19 317	20 377	19 317
Production totale (GWh)
Production moyenne à long terme ...................................................			16 092				15 527		30 191			29 678
Production réelle .............................................................................			14 683				13 264		28 511			27 528
Production au prorata (GWh)

Production moyenne à long terme ...................................................			8 356		7 309	15 958	14 026

Production réelle .............................................................................			7 013		6 552	14 388	13 716

Produits moyens ($ par MWh) ........................................................						84	72		85	74
Informations financières choisies Perte nette attribuable aux porteurs de parts ......................................
						(63) $	(42) $	(196) $	(22) $
Résultat de base par part de société en commandite1 .........................			(0,13)				(0,11)	(0,37)	(0,10)
BAIIA ajusté consolidé2 .....................................................................						927		673		1 613	1 434
BAIIA ajusté au prorata2 ....................................................................						510		396			999	787
Fonds provenant des activités2 ...........................................................						268		232			510	449
Fonds provenant des activités par part2, 3 ...........................................			0,42				0,40		0,79			0,77
Distribution par part de société en commandite .................................			0,30				0,29		0,61			0,58
1)	Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021, le nombre total moyen de parts de société en commandite s’est établi à respectivement
274,9 mil ions et 274,9 millions (respectivement 268,5 millions et 268,5 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 le semestre clos le 30 juin 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à respectivement 645,6 millions et
645,5 millions (respectivement 583,8 mil ions et 583,7 millions 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 juin	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)				2021	2020
Situation de trésorerie et sources de financement Liquidités disponibles ..............................................................................................................
						3 265 $	3 270 $
Ratio d’endettement – entreprise1 ............................................................................................						7 %	6 %
Ratio d’endettement – consolidé1 ............................................................................................						31 %	27 %
Emprunts sans recours d’Énergie Brookfield ..........................................................................						89 %	88 %
Exposition aux dettes à taux d’intérêt variables au prorata2 ....................................................						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)	Ajusté pour refléter le rachat de parts privilégiées de série 9 d’un montant de 200 millions $ CA qui a été réalisé le 31 juillet 2021.
2)	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.
Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 juin 2021
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Exploitation Les fonds provenant des activités se sont établis à 268 millions $, ou 0,42 $ par part, ce qui représente une augmentation
de 5 % par rapport à la période correspondante de l’exercice précédent soutenue par :
•			l’apport provenant des initiatives de croissance interne et des acquisitions, y compris l’acquisition d’un parc
			éolien en Oregon d’une puissance de 845 MW et notre participation accrue dans TerraForm Power;
•			les prix réalisés plus élevés dans la plupart des marchés, grce à l’indexation sur l’inflation et à nos initiatives de
			négociation de contrats, ainsi que le succès des initiatives liées à la commercialisation de l’énergie;
•			le tout contrebalancé en partie par la diminution de la production, principalement celle de nos centrales
			hydroélectriques en Amérique du Nord.
Déduction faite de la charge d’amortissement et des charges sans effet de trésorerie non récurrentes, la perte nette
attribuable aux porteurs de parts s’est élevée à 63 millions $, ou 0,13 $ par part de société en commandite, pour le
trimestre clos le 30 juin 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 28 conventions visant la production d’environ 800 GWh à partir d’énergie renouvelable avec
			des acheteurs institutionnels exerçant leurs activités dans l’ensemble des principaux secteurs à l’échelle
			mondiale;
•			la conclusion d’un contrat d’une durée de 25 ans visant à soutenir la construction de projets éoliens en mer d’une
			puissance de près de 1,5 GW réalisés dans le cadre de nos activités de production d’énergie renouvelable en
			Pologne.
Situation de trésorerie et sources de financement Notre situation financière 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.
•			La solidité de notre bilan a été reconfirmée par Fitch, qui nous a attribué une note de crédit initiale équivalente
			à BBB+.
•			Nous avons tiré profit tant du contexte de faibles taux d’intérêt que de la nature à long terme de nos actifs en
			réalisant des financements et des financements additionnels de première qualité d’environ 1,5 milliard $ :
				◦	nous avons obtenu des financements sans recours totalisant 1,1 milliard $ au cours du trimestre;
				◦	nous avons réalisé notre première émission de billets subordonnés perpétuels verts d’une valeur de
				350 millions $ à un taux fixe de 4,625 %.
•			Jusqu’à maintenant, nous nous attendons à générer un produit de plus de 850 millions $ (montant net de
			410 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.


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

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Croissance et développement Alors que les occasions d’investir dans les énergies renouvelables et la décarbonation se multiplient, nous recherchons
celles où nos avantages concurrentiels peuvent être utilisés, comme l’envergure de nos activités, notre présence mondiale
et notre expertise en matière d’exploitation, y compris au cours du trimestre :
•			La conclusion d’une entente avec Trane Technologies, société d’innovation climatique mondiale, dans le cadre de
			laquelle nous collaborerons dans le but d’offrir à l’échelle de l’Amérique du Nord des services de décarbonation
			aux clients commerciaux et industriels ainsi qu’à ceux du secteur public.
•			Une entente stratégique de collaboration avec Amazon visant à développer de nouveaux projets d’énergie
			renouvelable assortis de conventions d’achat d’électricité et à travailler ensemble dans le cadre d’autres
			occasions liées à l’énergie verte qui pourraient se présenter. Cette entente tirera profit de nos capacités
			d’exploitation étendues afin de soutenir la construction de projets de notre portefeuille de projets de
			développement à l’échelle mondiale d’une puissance de 31 000 MW.
De concert avec nos partenaires institutionnels, nous avons convenu d’investir environ 130 millions $ (montant net de
35 millions $ pour Énergie Brookfield), totalisant une puissance de 900 MW répartie entre deux projets solaires en Inde,
une fois que les promoteurs locaux, avec lesquels nous avons une relation préexistante, auront réduit les risques
considérablement. Après la clôture du trimestre, avec nos partenaires institutionnels et dans le cadre de placements dans le China Renewable
Energy Fund d’Apple Inc., nous avons convenu de faire l’acquisition d’une participation de 55 % dans un portefeuille
d’actifs éoliens en Chine de qualité supérieure d’une puissance de 213 MW et dont la production est visée par contrats, en
contrepartie de 60 millions $ (montant net de 15 millions $ pour Énergie Brookfield). Au cours du trimestre, 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 30 MW et 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 4 696 MW, notamment le début d’un projet de rééquipement d’un parc éolien en Oregon de 845 MW,
			lesquels devraient dégager des fonds provenant des activités annualisés totalisant environ 69 millions $.

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

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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 semestres clos les
30 juin :
					Semestres clos les 30 juin
			Trimestres clos les 30 juin
			2021				2020			2021		2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
	........................................ 16 092 15 527 30 191 29 678
Production moyenne à long terme
								............................................................ 14 683 13 264 28 511 27 528
Production réelle
									.......................................................................
Produits			1 019 $			942 $			2 039 $	1 991 $
	...............................................
Coûts d’exploitation directs			(307)			(310)	(698)	(636)
	................................................		(72)				(153)
Coûts de service de gestion						(46)	(86)
								............................................................
Charge d’intérêts			(246)			(261)	(479)	(500)
										...................................................	(379)			(747)
Charge d’amortissement						(324)	(661)
Recouvrement (charge) d’impôt	..........................................		(2)		15			15	(28)
								..................................................................
Résultat net			110 $									(10) $	55 $		79 $

			Taux de change moyen de conversion en $ US
																..........................................................................	1,23	1,25
$ CA							1,39			1,36
...............................................................................
€			0,83			0,91	0,83	0,91
.............................................................................			5,30				5,38
R$						5,39	4,92
...........................................................................			3 690				3 622
COP						3 846	3 689
Analyse des écarts pour le trimestre clos le 30 juin 2021 Les produits totalisant 1 019 millions $ représentent une augmentation de 77 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 85 millions $ et 806 GWh, le tout
ayant été contrebalancé en partie par les ventes d’actifs réalisées dernièrement qui ont entraîné la diminution des produits
de 9 millions $ et une réduction de la production de 74 GWh. Sur une base comparable et en monnaie locale, les produits
ont accusé une diminution de 33 millions $ du fait que l’avantage tiré de la hausse des produits réalisés par MWh dans la
plupart des marchés, découlant principalement de l’indexation sur l’inflation et des initiatives de renégociation de contrats
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 34 millions $ qui a été contrebalancée en
partie par l’effet de change défavorable de 18 millions $ sur les charges d’exploitation et d’intérêts pour le trimestre.
Les coûts d’exploitation directs totalisant 307 millions $ représentent une diminution de 3 millions $ par rapport à ceux de
la période correspondante de l’exercice précédent en raison des mesures de réduction des coûts réalisées à l’échelle de la
société et des ventes d’actifs réalisées dernièrement, qui ont été contrebalancées en partie par les coûts supplémentaires
entraînés par les centrales que nous avons récemment acquises et mises en service et les variations des cours de change
mentionnées ci-dessus. Les coûts de service de gestion totalisant 72 millions $ représentent une augmentation de 26 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 246 millions $, représente une diminution de 15 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, contrebalancé en partie par les variations des cours de change mentionnées ci-dessus.
La charge d’amortissement s’est chiffrée à 379 millions $, ce qui représente une hausse de 55 millions $ par rapport à celle
de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités et les variations des cours
de change.
Le résultat net s’est élevé à 110 millions $, comparativement à une perte nette de 10 millions $ pour la période
correspondante de l’exercice précédent, ce qui est attribuable aux éléments susmentionnés et aux profits réalisés sur les
ventes d’actifs conclues dernièrement.

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

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Analyse des écarts pour le semestre clos le 30 juin 2021 Les produits totalisant 2 039 millions $ ont augmenté de 48 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 89 millions $ et 814 GWh, le tout ayant été
contrebalancé en partie par les ventes d’actifs réalisées dernièrement qui ont entraîné la diminution des produits de
19 millions $ et une réduction de la production de 121 GWh. Sur une base comparable et en monnaie locale, les produits
ont accusé une diminution de 57 millions $ étant donné que l’avantage tiré de la hausse des produits réalisés moyens
par MWh, découlant principalement de l’indexation sur l’inflation et des initiatives de renégociation de contrats et 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 mil ions $, 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 35 millions $ qui a été partiellement
contrebalancée par l’effet de change défavorable de 21 millions $ sur les charges d’exploitation et d’intérêts pour la
période.
Les coûts d’exploitation directs totalisant 618 millions $, compte non tenu de l’incidence de la tempête hivernale survenue
au Texas, représentent une diminution de 18 millions $ par rapport à ceux de la période correspondante de l’exercice
précédent en raison des mesures de réduction des coûts réalisées à l’échelle de la société qui ont été contrebalancées en
partie par les coûts supplémentaires engagés par suite des récentes acquisitions et mises en service de centrales et les
variations des cours de change mentionnées 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 153 millions $ représentent une augmentation de 67 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 479 millions $, représente une diminution de 21 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, le tout en partie contrebalancé par la croissance de nos activités et les variations des
cours de change mentionnées ci-dessus.
La charge d’amortissement s’est chiffrée à 747 millions $, ce qui représente une hausse de 86 millions $ par rapport à celle
de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités et les variations des cours
de change.
Le résultat net s’est élevé à 55 millions $, comparativement à 79 millions $ pour la période correspondante de l’exercice
précédent, ce qui est attribuable aux éléments susmentionnés et aux profits réalisés sur les ventes d’actifs réalisées
dernièrement.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 juin 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 juin	31 décembre
							2021	2020
(EN MILLIONS)
	.........................................................................
Actifs détenus en vue de la vente									854 $		57 $
Actifs courants										..............................................................................................	2 989		1 742
			.........................
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence							979		971
					........................................................... 44 646
Immobilisations corporelles à la juste valeur					44 590
Total de l’actif										.............................................................................................. 51 121		49 722
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente						...............................	407						14
	...............................................................................
Emprunts de la société mère							2 191		2 135
											..................................................................................... 17 186
Emprunts sans recours					15 947
Passifs d’impôt différé											.....................................................................................	5 149		5 515
					............................................................... 51 121
Total du passif et des capitaux propres					49 722
							Taux de change de conversion au
							comptant en $ US
$ CA												..........................................................................................................	1,24		1,27
...............................................................................................................
€							0,84		0,82
R$	.............................................................................................................							5,00		5,20
												...........................................................................................................
COP							3 757		3 432
Actifs détenus en vue de la vente Les actifs détenus en vue de la vente se chiffraient à 854 millions $ au 30 juin 2021, par rapport à 57 millions $
au 31 décembre 2020. L’augmentation est entièrement attribuable au classement d’un portefeuille éolien aux États-Unis
d’une puissance de 391 MW comme actif détenu en vue de la vente.
Immobilisations corporel es Les immobilisations corporelles s’élevaient à 44,7 milliards $ au 30 juin 2021, contre 44,6 milliards $ au
31 décembre 2020. L’augmentation de 0,1 milliard $ est principalement attribuable à l’acquisition d’un portefeuille éolien
d’une puissance de 845 MW ainsi qu’à l’acquisition 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 qu’à nos investissements continus dans le développement d’actifs de production
d’électricité et à nos dépenses d’investissement de maintien, tous ces facteurs ayant mené à une augmentation des
immobilisations corporelles de 2,9 milliards $. L’augmentation a été contrebalancée en partie par la vente d’un portefeuille
éolien d’actifs en exploitation et de projets de développement en Irlande d’une puissance de 656 MW et d’un portefeuille
éolien de projets de développement en Écosse d’une puissance de 271 MW, ce qui a entraîné une diminution de
0,6 milliard $ des immobilisations corporelles, par l’effet de change découlant de la dévaluation du dollars américain de
0,5 milliard $ et par la charge d’amortissement associée aux immobilisations corporelles de 0,7 milliard $. Au cours du
premier trimestre, nous avons transféré des immobilisations corporelles d’une valeur de 1,0 milliard $ dans les actifs
détenus en vue de la vente en lien avec la vente d’un portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW.

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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. 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, le taux d’intérêt applicable aux montants empruntés correspondant
au TIOL, majoré jusqu’à concurrence de 1,8 %. Au cours de la période considérée, aucun montant n’a été emprunté sur la
facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté confirmée et consentie par Brookfield Asset Management.
Brookfield Asset Management peut, de temps à autre, placer des fonds en dépôt auprès d’Énergie Brookfield qui sont
remboursables sur demande, y compris les intérêts courus. Des fonds de 545 millions $ avaient été placés en dépôt auprès
d’Énergie Brookfield au 30 juin 2021 (325 millions $ en 2020). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit renouvelable et
le dépôt de Brookfield Asset Management pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021 s’est établie respectivement
à néant et 1 million $ (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 19, « Transactions entre parties liées », dans les états financiers consolidés intermédiaires non audités.


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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 semestres clos les 30 juin :

					Trimestres clos les 30 juin	Semestres clos les 30 juin

					2021		2020	2021	2020
(EN MILLIONS)

Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions
										.......................................
relatives aux produits					22 $		85 $			83 $	181 $

Coûts d’exploitation directs
												..............................................
Achats d’énergie					(2) $		— $	(4) $	— $
Frais de commercialisation de l’énergie
										............................................
et autres services					(5)		(1)	(5)	(1)
										........................................
Services d’assurance1					—		(8)	—	(14)

					(7) $		(9) $	(9) $	(15) $

Charge d’intérêts
													.....................................................
Emprunts					— $		— $	(1) $	(1) $
				..................
Désactualisation du solde des contrats					(4)		(4)	(9)	(8)

					(4) $		(4) $	(10) $	(9) $
	......................................
Coûts de service de gestion					(72) $		(46) $	(153) $	(86) $
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. Depuis 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 le semestre clos le 30 juin 2020 se
sont établis à moins de 1 million $.
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 juin 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 40 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre et du
semestre clos le 30 juin 2021 (respectivement 15 millions $ et 31 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 juin 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.


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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 comptabilisé des intérêts de 3 millions $ engagés
sur les billets subordonnés perpétuels au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2021. Les intérêts payés sur les
billets subordonnés perpétuels sont présentés à titre de distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux
propres. Au 30 juin 2021, la valeur comptable des billets subordonnés perpétuels était de 340 millions $ (néant en 2020),
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 juin 2021, aucune des parts
de société en commandite privilégiées de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée par Énergie Brookfield.
Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a procédé au rachat de toutes les parts de société en commandite
privilégiées de série 9 en circulation pour 200 millions $ 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 juin 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.
Au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2021, Énergie Brookfield a émis respectivement 51 857 et
93 667 parts de société en commandite (respectivement 45 687 et 104 454 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
4 millions $ (respectivement 2 millions $ et 3 millions $ en 2020).
Les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2021
respectivement 6 033 et 9 642 actions échangeables de BEPC contre un nombre équivalent de parts de société en
commandite d’une valeur de moins de 1 million $.
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 semestres clos les 30 juin 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 JUIN Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
		au prorata pour les trimestres clos les 30 juin :

					(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
															............... 2 450 3 476 3 580 3 580 190 $ 217 $ 128 $ 165 $
				Amérique du Nord				90 $ 137 $	(16) $	7 $
																............................... 1 112	998	45					33	31		4
				Brésil						924		998	39								35					29		9
																..........................
				Colombie		972				532		887	870				51	45								42	25				33	19		20	11
						4 534				4 932		5 465	5 448				286	301								203	225				154	185		8	27
				Énergie éolienne
															............... 1 061	1 446	86					79	54		(32)
				Amérique du Nord						765		938	56								45					31		(7)
																.............................
				Europe		228				140		272	175				29	15								67	13				63	11		31	(9)
																...............................	141	168	7					6	4		—
				Brésil						142		168	7								6					5		—
																.................................
				Asie		129				110		117	118				9	7								6	6				4	4		1	2
						1 559				1 157		2 003	1 399				131	85								158	70				125	51		—	(14)
															.....................
				Énergie solaire		538				285		620	366				102	44								81	45				53	29		13	(10)
				Transition énergétique1	..........						382						178		268	96				78	36							58	34					44	27		10	10
																..........................
				Siège social		—				—													—	—				—	—							10	22					(108)	(60)	(94)	(55)
				Total												.................................. 7 013	6 552		8 356	7 309																			597 $ 466 $ 510 $ 396 $ 268 $ 232 $	(63) $	(42) $
				1)	La production réelle comprend 123 GWh (86 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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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 juin :
						2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Production (GWh) – MLT							...................................................................................	5 465	5 448
	..................................................................................
Production (GWh) – réelle						4 534	4 932
Produits								.........................................................................................................	286 $	301 $
									................................................................................................
Autres produits						22							23
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................					(105)		(99)
								...................................................................................................
BAIIA ajusté						203		225
Charge d’intérêts									..............................................................................................	(43)		(40)
									.................................................................................................
Impôt exigible						(6)							—
Fonds provenant des activités	...............................................................................					154 $	185 $
							.....................................................................................
Charge d’amortissement						(90)		(80)
Impôt différé et autres							........................................................................................	(56)		(78)
								....................................................................................................
Résultat net						8 $				27 $
Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production hydroélectrique
pour les trimestres clos les 30 juin :
	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
								................. 1 962 2 612 78 $ 61 $ 94 $ 109 $ 69 $ 91 $ (22) $ (7) $
États-Unis
Canada								..................... 488	864		92			79	34					56	21	46	6		14
	2 450			3 476	81				66	128						165	90	137	(16)					7
Brésil								........................ 1 112	924		40			42	33					35	31	29	4		9
								................... 972
Colombie2				532	57				63	42						25	33	19	20					11
Total								......................... 4 534 4 932 65 $ 61 $ 203 $ 225 $ 154 $ 185 $	8 $						27 $
1)	Comprennent des profits tirés de la couverture de change réalisés d’environ 8 millions $ inclus dans les autres produits.
2)	Les produits moyens par MWh ont été ajustés afin d’exclure l’incidence des achats d’électricité, dont le coût est transféré à nos clients.

Amérique du Nord Les fonds provenant de nos activités en Amérique du Nord se sont fixés à 90 millions $, comparativement à 137 millions $
pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de la grande disponibilité des actifs et de
la hausse des produits moyens par MWh tirée de l’indexation sur l’inflation et de la composition favorable des moyens de
production a été plus que contrebalancé par la production qui a été inférieure à la moyenne à long terme. La perte nette attribuable aux porteurs de parts s’est établie à 16 millions $, par rapport à un résultat net de 7 millions $
pour la période correspondante de l’exercice précédent, en raison surtout de la diminution des fonds provenant des
activités mentionnée ci-dessus. Brésil
Les fonds provenant des activités au Brésil se sont fixés à 31 millions $, en regard de 29 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent en raison de la hausse de la production, malgré une saison des pluies en deçà de la
normale, conformément à une stratégie de production ajustable. Cette hausse a été contrebalancée en partie par la baisse
des produits réalisés moyens par MWh étant donné que l’avantage tiré des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées
dans nos contrats a été plus que contrebalancé par les initiatives de commercialisation de l’énergie non récurrentes qui ont
favorisé le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a diminué de 5 millions $, par rapport à celui de 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 les pertes latentes sur nos activités de couverture de l’énergie.

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

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Colombie Les fonds provenant des activités en Colombie se sont fixés à 33 millions $, en regard de 19 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent en raison des mesures de réduction des coûts et de la hausse de la production (10 %
supérieure à la moyenne à long terme); contrebalancées en partie par la baisse des produits moyens par MWh, l’incidence
positive de l’indexation sur l’inflation et des initiatives de renégociation de contrats ayant été plus que contrebalancée par
des prix du marché moins avantageux réalisés sur notre surplus de production 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 19 GWh). Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a augmenté de 9 millions $ par rapport à celui de la période correspondante
de l’exercice précédent, surtout du fait de l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus. 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 juin :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Production (GWh) – MLT					...................................................................................	2 003		1 399
	..................................................................................
Production (GWh) – réelle				1 559		1 157
Produits						.........................................................................................................	131 $			85 $
								................................................................................................
Autres produits				56							8
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................			(29)		(23)
						...................................................................................................
BAIIA ajusté				158							70
								..............................................................................................	(32)
Charge d’intérêts			(19)
								.................................................................................................
Impôt exigible				(1)							—
	...............................................................................			125
Fonds provenant des activités							51
					.....................................................................................
Charge d’amortissement				(87)		(52)
					........................................................................................	(38)
Impôt différé et autres			(13)
						....................................................................................................
Résultat net				— $	(14) $



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Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production éolienne pour les
trimestres clos les 30 juin :
	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
								................. 819
États-Unis				518 77 $ 68 $ 61 $ 25 $ 43 $ 15 $ (44) $ (5) $
								..................... 242
Canada				247	95			93	18								20	11		16	12	(2)
	1 061			765	81			76	79								45	54		31	(32)	(7)
								....................... 228
Europe				140 127 115	67							13	63	11	31	(9)
										........................ 141
Brésil				142	52			49	6								6	4	5	—	—
										.......................... 129
Asie				110	70			69	6								6	4	4	1	2
										......................... 1 559	84 $ 77 $ 158 $ 70 $ 125 $ 51 $ — $ (14) $
Total											1 157

Amérique du Nord Les fonds provenant des activités en Amérique du Nord se sont fixés à 54 millions $, par rapport à 31 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 de notre portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance
de 845 MW, dont l’apport global a été de 23 millions $ aux produits et 489 GWh à la production. 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 des mesures de réduction des coûts et la hausse des produits moyens par MWh en raison de
la composition des moyens de production ont été contrebalancés par une baisse des ressources. La perte nette attribuable aux porteurs de parts a augmenté de 25 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent du fait que l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus
a été plus que contrebalancée par une hausse de la charge d’amortissement sans effet de trésorerie en raison de la
croissance de nos activités et par des pertes latentes découlant de nos activités de couverture de l’énergie. Europe Les fonds provenant des activités en Europe se sont fixés à 63 millions $, comparativement à 11 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison de la croissance provenant de notre participation accrue dans
TerraForm Power, et d’autres acquisitions, dont l’apport global a été de 4 millions $ et 93 GWh (déduction faite des ventes
d’actif), et d’un profit de 48 millions $ réalisé sur la vente des actifs en développement en Irlande. Sur une base
comparable, les fonds provenant des activités sont comparables à ceux du trimestre correspondant de l’exercice précédent
étant donné que la hausse des produits moyens par MWh découlant principalement de la composition des moyens de
production a été contrebalancée par une baisse des ressources. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 31 millions $, en regard d’une perte nette de 9 millions $ pour
la période correspondante de l’exercice précédent, surtout du fait de l’augmentation des fonds provenant des activités
mentionnée ci-dessus. Brésil Les fonds provenant des activités et le résultat net attribuable aux porteurs de parts au Brésil se sont fixés à respectivement
4 millions $ et néant, ce qui est conforme à ceux de la période correspondante de l’exercice précédent, étant donné que
l’avantage tiré des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées dans nos contrats a été plus que contrebalancé par une
hausse de la charge d’intérêts en raison des récentes initiatives qui ont permis d’obtenir des financements additionnels. Asie Les fonds provenant des activités et le résultat net attribuable aux porteurs de parts en Asie se sont chiffrés à
respectivement 4 millions $ et 1 million $, ce qui est conforme à ceux de la période correspondante de l’exercice
précédent, l’avantage tiré des ressources plus favorables (10 % supérieures à la moyenne à long terme) ayant été
contrebalancé par le moment où d’importantes activités d’entretien ont été mises en œuvre.


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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 juin :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
					...................................................................................
Production (GWh) – MLT				620		366
Production (GWh) – réelle	..................................................................................			538		285
Produits						.........................................................................................................	102 $		44 $
								................................................................................................
Autres produits				4						11
	.................................................................................			(25)
Coûts d’exploitation directs			(10)
						...................................................................................................	81
BAIIA ajusté							45
								..............................................................................................
Charge d’intérêts				(27)		(17)
								.................................................................................................
Impôt exigible				(1)						1
	...............................................................................
Fonds provenant des activités				53 $			29 $
Charge d’amortissement					.....................................................................................	(45)		(19)
					........................................................................................
Impôt différé et autres				5		(20)
Résultat net ............................................................................................................................				13 $	(10) $
Les fonds provenant des activités d’énergie solaire se sont fixés à 53 millions $, comparativement à 29 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de l’apport de notre participation accrue dans
TerraForm Power et d’autres acquisitions (29 millions $ et 209 GWh), contrebalancé principalement par le profit tiré de la
vente d’un projet de développement d’énergie solaire aux États-Unis réalisé au cours de l’exercice précédent. Sur une base
comparable, le rendement des activités de ce secteur est conforme à celui 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 13 millions $ en regard
d’une perte nette de 10 millions $ pour la période correspondante de l’exercice précédent, attribuable à l’augmentation des
fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus.


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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 juin :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
					...................................................................................
Production (GWh) – MLT				268						96
Production (GWh) – réelle	..................................................................................			382		178
							.........................................................................................................
Produits				78 $		36 $
								................................................................................................
Autres produits				5						9
	.................................................................................
Coûts d’exploitation directs				(25)		(11)
							...................................................................................................
BAIIA ajusté				58						34
								..............................................................................................
Charge d’intérêts				(14)						(6)
							...........................................................................................................
Divers				—						(1)
	...............................................................................
Fonds provenant des activités				44 $		27 $
					.....................................................................................
Charge d’amortissement				(24)						(9)
					........................................................................................
Impôt différé et autres				(10)						(8)
							....................................................................................................
Résultat net				10 $		10 $
Les fonds provenant des activités de transition énergétique se sont élevés à 44 millions $, par rapport à 27 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 (19 millions $ et 163 GWh). Le résultat net attribuable aux porteurs de parts de 10 millions $ est comparable à celui de la période correspondante de
l’exercice précédent du fait que l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus a été
contrebalancée par la charge d’amortissement sans effet de trésorerie attribuable à la croissance de nos activités. SIÈGE SOCIAL Le tableau suivant présente les résultats du siège social pour les trimestres clos les 30 juin :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
								................................................................................................
Autres produits				18 $		28 $
	.................................................................................
Coûts d’exploitation directs				(8)		(6)
BAIIA ajusté							...................................................................................................	10		22
	..................................................................................			(72)
Coûts de service de gestion			(40)
								..............................................................................................	(22)
Charge d’intérêts			(23)
								.................................................................................................
Impôt exigible				—						1
Distributions sur les parts de société en commandite privilégiées, les actions privilégiées et
	.......................................................................
les billets subordonnés perpétuels				(24)	(20)
	...............................................................................			(108) $
Fonds provenant des activités			(60) $
					........................................................................................	14
Impôt différé et autres						5
							......................................................................................................
Perte nette				(94) $	(55) $
Les coûts de service de gestion totalisant 72 millions $ ont augmenté de 32 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 juin 2021 :
					Apport des
				Attribuable aux porteurs de parts
					participations	Attribuable
					comptabi-	aux participa-		Hydroélectricité					Énergie éolienne
					lisées selon	tions
					la méthode de	ne donnant
					la mise en	pas le	Selon les							Énergie	Transition	Amérique		Amérique
					équivalence		contrôle	IFRS1	solaire	énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)	du Nord					Brésil	Colombie	du Nord	Europe						Brésil	Asie
Produits ....................................	190 $												45 $	51 $	86 $	29 $						7 $	9 $			102 $	78 $		— $ 597 $	(38) $	460 $ 1 019 $
Autres produits .........................	12													1		9					7		48									1			—							4		5		18	105		(3)		76		178
Coûts d’exploitation directs .....	(74)													(13)		(18)	(14)	(10)						(2)	(3)							(25)	(25)		(8)	(192)		15		(130)				(307)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .......	—													—		—	—	—						—	—							—	—		—	—		26		11				37
BAIIA ajusté ............................	128													33		42	79	67						6	6							81	58		10	510		—		417
Coûts de service de gestion .......	—													—		—	—	—						—	—							—	—		(72)	(72)		—		—				(72)
Charge d’intérêts ......................	(36)													—		(7)	(23)	(5)						(2)	(2)							(27)	(14)		(22)	(138)		7		(115)				(246)
Impôt exigible ..........................	(2)													(2)		(2)	(2)	1						—	—							(1)	—		—		(8)		1		(15)				(22)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées .................	—													—		—	—	—						—	—							—	—		(15)	(15)		—		—				(15)
Actions privilégiées ..............	—													—		—	—	—						—	—							—	—		(6)		(6)		—		—				(6)
Billets subordonnés
perpétuels ............................	—													—		—	—	—						—	—							—	—		(3)		(3)		—		—				(3)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .........	—													—		—	—	—						—	—							—	—		—	—		(8)		(7)				(15)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ................................	—													—		—	—	—						—	—							—	—		—	—		—		(280)				(280)
Fonds provenant des activités ....	90													31		33	54	63						4	4							53	44	(108)	268		—		—
Charge d’amortissement ............	(66)													(17)		(7)	(62)	(19)						(4)	(2)							(45)	(24)		—	(246)		13		(146)				(379)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ..............	(37)													5		(4)	(13)	(5)						—	—							2	—		(15)	(67)		—		20				(47)
Recouvrement (charge) d’impôt
différé ......................................	18													1		(2)					1		1									—			—							3	(3)		5	24		2		(6)		20
Divers ........................................	(21)													(16)		—	(12)	(9)						—	(1)							—	(7)		24	(42)		5		1				(36)
Quote-part des résultats découlant
des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en
équivalence ..............................	—													—		—	—	—						—	—							—	—		—	—		(20)		—				(20)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant pas le
contrôle ....................................	—													—		—	—	—						—	—							—	—		—	—		—		131				131
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 .....................	(16) $												4 $	20 $	(32) $	31 $						— $	1 $			13 $	10 $		(94) $ (63) $	— $	— $				(63) $
1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 2 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 149 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 juin 2020 :
					Apport des
				Attribuable aux porteurs de parts
					participations	Attribuable
					comptabi-	aux participa-		Hydroélectricité			Énergie éolienne
					lisées selon	tions
					la méthode de	ne donnant
					la mise en	pas le	Selon les				Énergie	Transition	Amérique			Amérique
					équivalence	contrôle			IFRS1	solaire	énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)	du Nord				Brésil	Colombie	du Nord	Europe							Brésil	Asie
Produits ....................................	217 $									39 $	45 $	56 $	15 $					7 $	7 $					44 $	36 $	— $ 466 $	(17) $	493 $					942 $
Autres produits .........................	11										6		6				2		3												1			2							11		9		28	79		2		(57)		24
Coûts d’exploitation directs .....	(63)										(10)		(26)		(13)	(5)							(2)	(3)							(10)	(11)		(6)	(149)		7		(168)				(310)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .......	—										—		—		—	—							—	—							—	—		—	—		8		9				17
BAIIA ajusté ............................	165										35		25		45	13							6	6							45	34		22	396		—		277
Coûts de service de gestion .......	—										—		—		—	—							—	—							—	—		(40)	(40)		—		(6)				(46)
Charge d’intérêts ......................	(29)										(4)		(7)		(15)	(2)							—	(2)							(17)	(6)		(23)	(105)		7		(163)				(261)
Impôt exigible ..........................	1										(2)		1				1		—												(1)			—							1	(1)		1		1		—		3		4
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 .........	—										—		—		—	—							—	—							—	—		—	—		(7)		1				(6)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ................................	—										—		—		—	—							—	—							—	—		—	—		—		(112)				(112)
Fonds provenant des activités ....	137										29		19		31	11							5	4							29	27		(60)	232		—		—
Charge d’amortissement ............	(59)										(16)		(5)		(36)	(11)							(3)	(2)							(19)	(9)		—	(160)		7		(171)				(324)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ..............	(32)										—		(6)				6		(1)												(1)			—							(13)	(2)		13	(36)		2		(12)		(46)
Recouvrement (charge) d’impôt
différé ......................................	(2)										—		(2)				1		(1)												—			1							2	—		(2)		(3)		(3)		17		11
Divers ........................................	(37)										(4)		5		(9)	(7)							(1)	(1)							(9)	(6)		(6)	(75)		(1)		73				(3)
Quote-part des résultats découlant
des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en
équivalence ..............................	—										—		—		—	—							—	—							—	—		—	—		(5)		(7)				(12)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant pas le
contrôle ....................................	—										—		—		—	—							—	—							—	—		—	—		—		100				100
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 .....................	7 $									9 $	11 $	(7) $	(9) $					— $	2 $					(10) $	10 $	(55) $ (42) $	— $	— $					(42) $
1) La quote-part de la perte découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 1 million $ 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 12 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.

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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 juin :
				2021		2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)

Résultat net attribuable aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires ............................................................................................................						(35) $	(33) $
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 .....................................				(25)	(24)
Actions échangeables de BEPC .....................................................................................................................				(22)		—
Résultat net attribuable aux porteurs de parts ....................................................................................................						(63) $	(42) $
Charge d’amortissement ....................................................................................................................................				246	160
Perte de change et sur les instruments financiers ...............................................................................................					67		36
Recouvrement (charge) d’impôt différé .............................................................................................................				(24)				3
Divers ................................................................................................................................................................					42		75
Fonds provenant des activités ............................................................................................................................						268 $	232 $
Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ...........................................................					15		14
Actions privilégiées .......................................................................................................................................					6				6
Bil ets subordonnés perpétuels .......................................................................................................................					3		—
Impôt exigible ...................................................................................................................................................					8				(1)
Charge d’intérêts ...............................................................................................................................................				138	105
Coûts de service de gestion ...............................................................................................................................					72		40
BAIIA ajusté au prorata .....................................................................................................................................						510	396
Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle .................................................................................				417	277
BAIIA ajusté consolidé .....................................................................................................................................						927 $	673 $

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 juin :
						Trimestres clos les 30 juin
						2021	2020
Résultat de base par part de société en commandite1 ........................................................................................						(0,13) $	(0,11) $
Charge d’amortissement ...................................................................................................................................				0,38	0,27
Perte de change et sur les instruments financiers .............................................................................................				0,10	0,06
Recouvrement (charge) d’impôt différé ...........................................................................................................				(0,04)	0,01
Divers ..............................................................................................................................................................				0,11	0,17
Fonds provenant des activités par part2 ............................................................................................................				0,42 $	0,40 $
1)	Au cours du trimestre clos le 30 juin 2021, le nombre moyen de parts de société en commandite en circulation s’est élevé à
274,9 millions (268,5 mil ions en 2020).
2)	Pour le trimestre clos le 30 juin 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,6 millions (583,8 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.

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PROFIL DES CONTRATS En règle générale, nous avons recours à des contrats pour exploiter l’entreprise afin de fournir une forte prévisibilité des
fonds provenant des activités. Nous conservons une vision à long terme, à savoir que le prix de l’électricité et la demande
d’électricité produite à partir de sources renouvelables augmenteront en raison de la prise de conscience croissante
relativement aux changements climatiques, des exigences découlant de la législation dans certaines régions visant à
délaisser la production d’énergie à partir de combustible fossile, et que la production à partir de sources renouvelables
s’accroîtra sous l’effet de leurs coûts de plus en plus concurrentiels.
Au Brésil et en Colombie, nous prévoyons aussi que les prix de l’électricité continueront d’être favorisés par le besoin de
construire de nouvelles sources d’approvisionnement à moyen ou long terme pour répondre à la demande croissante. Sur
ces marchés, la négociation de contrats d’électricité représente actuellement le seul mécanisme d’achat et de vente
d’électricité. Par conséquent, nous nous attendons à obtenir des prix plus élevés lorsque nous renégocierons à
moyen terme.
Le tableau suivant présente les contrats que nous avons conclus pour les cinq prochains exercices relativement à la
production en Amérique du Nord, 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 95 % et 75 % de la moyenne à long terme et nous
prévoyons maintenir ces taux à l’avenir. Dans l’ensemble, la durée contractuelle résiduelle moyenne pondérée de notre
portefeuille s’élève à 14 ans (au prorata).
		Solde en
(EN GWh, sauf indication contraire)				2021	2022				2023	2024	2025
Hydroélectricité
Amérique du Nord
							États-Unis1 . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...		3 266		6 999						4 679	4 574	4 556
							Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .		1 000		2 098						2 020	2 007	2 007
				4 266		9 097							6 699	6 581	6 563
Énergie éolienne
Amérique du Nord
							États-Unis2 . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...		1 547		3 188						3 241	2 652	2 651
							Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .	656		1 358						1 358	1 358	1 358
				2 203		4 546							4 599	4 010	4 009
Europe . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... ...				439		942							942	942	941
Asie . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ..				175		335							337	337	337
				2 817		5 823							5 878	5 289	5 287
Énergie solaire – services publics . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... .				950		1 933							1 945	1 950	1 944
Transition énergétique . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ..				430		884							880	876	872
Production visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... 8 463					17 737							15 402	14 696	14 666
Production non visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ... 1 493					4 058							6 393	7 099	7 129
Production moyenne à long terme au prorata . ... ... ... ... .... ... .. 9 956					21 795							21 795	21 795	21 795
Participations ne donnant pas le contrôle . ... ... ... ... .... ... ... . . 7 269					15 546							15 546	15 546	15 546
Production moyenne à long terme totale . ... ... ... ... .... ... ... . ... 17 225					37 341							37 341	37 341	37 341
Production visée par contrat – en % de la production totale
au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ..				85 %				81 %	71 %	67 %	67 %
Prix par MWh – production totale au prorata . ... ... ... ... .... ...				91 $				92 $	101 $	105 $	105 $
1)	Comprend la production de 1 128 GWh pour 2021 et de 2 475 GWh pour 2022 garantie par des contrats financiers.
2)	Comprend des actifs d’une puissance de 391 MW aux États-Unis qui ont été présentés comme actifs détenus en vue de la vente.
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 ne
prévoyons aucune incidence négative sur les flux de trésorerie découlant des contrats qui viendront à échéance au cours
des cinq prochains exercices. En ce qui concerne les portefeuilles au Brésil et en Colombie, nous continuons de nous concentrer sur l’obtention de
contrats à long terme tout en maintenant un certain pourcentage de production non contractuelle 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
(26 %), utilisateurs industriels (20 %) et Brookfield (15 %).

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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 juin 2021 31 déc. 2020 30 juin 2021 31 déc. 2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Facilité de crédit de la société mère1	.....................				— $			— $		— $	— $
Papier commercial1, 2									..............................................	—					3	—	3

Dette
Billets à moyen terme3 .........................................					2 198		2 140					2 198	2 140
Emprunts sans recours4 ........................................					—							—		17 138	16 006
					2 198		2 140					19 336	18 146
Passifs d’impôt différé, montant net5 .....................					—							—		4 942	5 310

Capitaux propres
Participation ne donnant pas le contrôle ...............					—							—		11 644	11 100
Actions privilégiées ..............................................					624							609		624	609
Billets subordonnés perpétuels .............................					340							—		340	—
Capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées6 .......................................					881		1 028					881	1 028
Capitaux propres attribuables aux porteurs
de parts .............................................................					8 095		9 030					8 095	9 030
Total de la structure du capital ...............................			12 138 $		12 807 $						45 862 $	45 223 $
Ratio d’endettement ...............................................					18 %			17 %		42 %	40 %
Ratio d’endettement (valeur de marché)7 ...............					7 %	6 %		31 %	27 %
1)		Les ratios d’endettement ne tiennent pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des émissions de
papier commercial, car ils ne sont pas des sources de capital permanentes.
2)		Nos facilités de crédit de la société mère totalisant 1 975 millions $, dont la durée moyenne pondérée est de cinq ans, complètent notre
programme de papier commercial.
3)		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.
4)		Les emprunts consolidés sans recours comprenaient un montant de 43 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 97 millions $
(122 mil ions $ en 2020), ni des primes non amorties de 145 millions $ (63 millions $ en 2020).
5)		Passifs d’impôt différé moins les actifs d’impôt différé.
6)		Le 30 juin 2021, les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ont été ajustés pour refléter le rachat de parts
privilégiées de série 9 d’une valeur de 200 millions $ CA effectué le 31 juillet 2021.
7)		Repose sur la valeur de marché des actions privilégiées, des bil ets subordonnés perpétuels, des capitaux propres des commanditaires
détenant des parts privilégiées et des capitaux propres at ribuables aux porteurs de parts.


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LIQUIDITÉS DISPONIBLES Le tableau qui suit résume les liquidités disponibles :
				31 décembre
			30 juin
			2021	2020
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie attribuables à Énergie Brookfield ......................................			285 $	291 $
Placements dans des titres de capitaux propres ............................................................................			180	183
Facilités de crédit de la société mère
Facilités de crédit autorisées .......................................................................................................			2 375	2 150
Emprunts effectués sur les facilités de crédit ..............................................................................			—		—
Facilité de lettres de crédit autorisée ...........................................................................................			400	400
Lettres de crédit émises ...............................................................................................................			(273)	(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère .......................................................			2 502	2 250
Tranche non utilisée des facilités de crédit des filiales au prorata .................................................			298	546
Liquidités disponibles ....................................................................................................................			3 265 $	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 capital. Les principales sources de liquidité sont les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, nos facilités de crédit, la capacité additionnelle de financement au moyen
d’emprunts sans recours, et le produit tiré de l’émission de divers titres sur les marchés publics.


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EMPRUNTS Le tableau suivant présente les composantes des obligations liées à la dette, le profil global relatif aux échéances et les
taux d’intérêt moyens de nos emprunts et facilités de crédit au prorata :
				30 juin 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 2 198 $				3,9	14		2 140 $
Facilités de crédit .....................................................	s. o.	5			—	s. o.	4							—
Papier commercial1 ..................................................	s. o.	s. o.			—	0,4		<1							3
Emprunts sans recours au prorata
										Hydroélectricité ..................................................		4,7	8 4 192			4,6	9	4 123
										Énergie éolienne .................................................		3,8	9 2 469			3,9	10	2 540
										Énergie solaire ....................................................		3,4	12 2 635			3,3	13	2 534
										Transition énergétique ........................................		3,7	9 1 076			4,0	11	864
		4,0	10 10 372				4,0	11		10 061
					12 570						12 204
Coûts de financement non amortis au prorata, déduction faite des primes

non amorties ..................................................................................................							(26)		(45)
		12 544					12 159
Emprunts comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence ..............							(368)				(332)
Participations ne donnant pas le contrôle..........................................................							7 201				6 255
Selon les états financiers IFRS .........................................................................		19 377 $					18 082 $
1) Nos facilités de crédit de la société mère totalisant 1 975 millions $ complètent notre programme de papier commercial.


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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 juin 2021 :
				Solde en				Par
				2021	2022	2023			2024	2025	la suite	Total
(EN MILLIONS)
Remboursements de capital des
emprunts1
Billets à moyen terme2 .........................					— $	— $	— $			— $	323 $ 1 875 $ 2 198 $

Emprunts sans recours
											Facilités de crédit ............................		6	50			1	395	—		—		452
											Hydroélectricité ..............................		—	210			508	79	467	1 284	2 548
											Énergie éolienne .............................		—	—			195	—	—		523		718
											Énergie solaire ................................		—	17			141	—	6		446		610
											Transition énergétique ....................		—	40			68	—	152		151		411
				6		317				913			474	625	2 404	4 739
Amortissement des remboursements
de capital des emprunts
Emprunts sans recours
											Hydroélectricité ..............................		33	101			101	103	88	1 047	1 473
											Énergie éolienne .............................		72	156			163	169	166		901	1 627
											Énergie solaire ................................		76	147			143	138	139	1 266	1 909
											Transition énergétique ....................		88	61			134	40	33		268		624
				269		465				541			450	426	3 482	5 633
Total ........................................................						275 $	782 $ 1 454 $				924 $ 1 374 $ 7 761 $ 12 570 $
1)	Le calendrier de remboursement de la dette ne tient pas compte des emprunts aux termes des facilités de crédit de la société mère et des
émissions de papier commercial, car ils ne sont pas des sources de capital permanentes.
2)	Les bil ets à moyen terme ne sont pas assortis d’une sûreté, mais sont garantis par Énergie Brookfield et ne tiennent pas compte des coûts de
financement différés de 7 millions $ (8 millions $ en 2020), déduction faite des primes non amorties.
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 capitaux, y
compris le produit de la vente d’entreprises bien établies, en plus de mobiliser des fonds sur les marchés boursiers au moyen
d’émissions de titres de capitaux propres, de titres d’emprunt et d’actions privilégiées. En outre, 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 les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
						2021						2020			2021	2020
	(EN MILLIONS)
	Flux de trésorerie liés aux éléments suivants :
Activités d’exploitation ...................................................						— $		374 $	351 $	833 $
Activités de financement .................................................						36						(353)	1 411		(456)
Activités d’investissement ..............................................						126						(81)	(1 639)		(221)
	Profit (perte) de change sur la trésorerie .........................		5					4			(6)		(11)
	(Diminution) augmentation de la trésorerie et des
	équivalents de trésorerie ..............................................					167 $		(56) $			117 $	145 $
	Activités d’exploitation Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021, compte
	non tenu des variations du fonds de roulement, se sont établis à respectivement 456 millions $ et 763 millions $, par
	rapport à respectivement 375 millions $ et 837 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 les 30 juin			Semestres clos les 30 juin

						2021		2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)
					.....................
	Créances clients et autres actifs courants					(191) $	66 $		(283) $		81 $
												.......................
	Dettes fournisseurs et autres créditeurs					(264)	(21)		(221)	(38)
													..........................................	(1)			92
	Autres actifs et passifs						(46)	(47)

							(456) $	(1) $		(412) $		(4) $
	Activités de financement Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont totalisé respectivement 36 millions $ et 1 411 millions $
	pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021. Notre approche rigoureuse privilégiant des financements de qualité
	supérieure pour mener nos activités d’investissement nous a permis de générer un produit de 925 millions $ pour le
	semestre clos le 30 juin 2021, provenant de financements additionnels sans recours et de notre première émission de billets
	subordonnés perpétuels verts d’une valeur de 340 millions $ réalisés au cours du deuxième trimestre de 2021.
	Les distributions versées pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021 aux porteurs de parts s’élevaient à
	respectivement 213 millions $ et 429 millions $ (respectivement 183 millions $ et 365 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
	283 millions $ et 422 millions $ (168 millions $ et 320 millions $ en 2020) pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin
	2021. Les apports en capital au titre des participations ne donnant pas le contrôle se sont établis à 795 millions $,
	déduction faite des remboursements de capital effectués au cours de l’exercice.
	Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2020, les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont
	établis à respectivement 353 millions $ et 456 millions $, le produit tiré de notre première émission de parts privilégiées de
	série 17 d’un montant en capital de 200 millions $ sur le marché américain, le produit d’un montant en capital de
	350 millions $ CA (248 millions $) tiré de notre émission d’obligations vertes de dix ans de la société mère et le produit
	net tiré des financements additionnels sans recours reçu au cours du deuxième trimestre de 2020 ont été plus que
	contrebalancés par le remboursement d’emprunts (surtout sur le papier commercial et la facilité de crédit de la société
	mère) et par le versement des distributions mentionnées ci-dessus.


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Activités d’investissement Les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités d’investissement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin

2021 se sont établis à respectivement 126 millions $ et 1 639 millions $. Au cours de l’exercice, nous avons recyclé les

capitaux tirés de la vente de portefeuilles éoliens en Irlande et en Écosse conclue au deuxième trimestre de 2021, d’un

montant de 448 millions $, en investissant dans des occasions de croissance plus rentables, soit à hauteur de

1 479 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 et le maintien de

l’initiative de rééquipement des projets existants, a atteint respectivement 244 millions $ et 533 millions $ pour le trimestre

et le semestre clos le 30 juin 2021.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2020 se sont

établis à respectivement 81 millions $ et 221 millions $. Nos initiatives de croissance, comme l’acquisition de centrales

d’énergie solaire en Espagne d’une puissance de 100 MW ainsi que des investissements additionnels dans des actifs

financiers, dans le développement d’actifs de production d’électricité et dans les dépenses d’investissement de maintien,

ont totalisé respectivement 156 millions $ et 340 millions $ pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2020.

ACTIONS, PARTS ET BILLETS EN CIRCULATION Les actions, les parts et les billets en circulation sont comme suit :

30 juin

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

Solde à la fin de la période .....................................................................................................

52 885 496

Participation de commandité3 .............................................................................................

3 977 260

Parts de société en commandite rachetables/échangeables ............................................... 194 487 939

194 487 939

Actions échangeables de BEPC ........................................................................................... 172 209 771

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

93 667

182 965

Échangées contre des actions échangeables de BEPC .........................................................

9 642

136 517

Solde à la fin de la période .....................................................................................................

274 941 199

274 837 890

Total des parts de société en commandite, compte tenu d’un échange intégral3 .....................

641 638 909

641 506 246

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.

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); 8 000 000 de parts privilégiées de série 9 sont

en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 10 à partir du 31 juillet 2021); 10 000 000 de parts privilégiées de série 11

sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 12 à partir du 30 avril 2022); 10 000 000 de parts privilégiées de série 13 sont

en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 14 à partir du 30 avril 2023); 7 000 000 de parts privilégiées

de série 15 sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 16 à partir du 30 avril 2024), et 8 000 000 de parts privilégiées de

série 17 sont en circulation. Après la clôture du trimestre, nous avons annoncé notre intention de racheter toutes les parts privilégiées de

série 9 en circulation.

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.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 juin 2021

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DIVIDENDES ET DISTRIBUTIONS Les dividendes et distributions déclarés et versés sont comme suit :

Trimestres clos les 30 juin

Semestres clos les 30 juin

Déclarés

Versés

Déclarés

Versés

2021

2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020

(EN MILLIONS)

13 $ 13 $ 13 $ 13 $

Actions privilégiées de catégorie A .......................

6 $

— — —

Billets subordonnés perpétuels ..............................

Parts de société en commandite privilégiées de

catégorie A ........................................................

15 14 15 12 29 26 29 23

Participations ne donnant pas le contrôle ayant

droit au résultat net dans les filiales en

exploitation ........................................................

262 150 262 150 380 284 380 284

Participation de commandité et distributions

incitatives ..........................................................

21 17 20 15 42 34 41 31

Parts de société en commandite

70 59 71 117 142 118 142

rachetables/échangeables ...................................

Actions échangeables de BEPC .............................

52 — 52 — 104 — 104 —

Parts de société en commandite .............................

83 97 82 97 167 196 166 192

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES Se reporter à la note 18, « Engagements, éventualités et garanties », des états financiers consolidés intermédiaires non

audités pour de plus amples renseignements sur ce qui suit :

• Engagements – Ententes relatives à l’utilisation de l’eau, de terrains et de barrages, et contrats et modalités

relatifs aux acquisitions confirmées de portefeuilles d’exploitation et de projets de développement

• Éventualités – Actions en justice, arbitrages et poursuites dans le cours normal des activités et émission de

lettres de crédit

• Garanties – Nature de toutes les promesses d’indemnisation

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 juin 2021

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INFORMATIONS FINANCIÈRES SUPPLÉMENTAIRES RELATIVES AUX GARANTS 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 les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
(EN MILLIONS)					2021						2020		2021	2020
Produits1 ............................................................................................			— $					— $	— $	— $
			—					—	—	—
Profit brut ..........................................................................................

Produits des dividendes reçus des filiales non garantes .....................			70						206	168		260

Résultat net ........................................................................................			81						217	186	250
1)	Le total des produits d’Énergie Brookfield pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021 s’est établi à respectivement 1 019 mil ions $
et 2 039 millions $ (respectivement 942 millions $ et 1 991 millions $ en 2020).

						30 juin	31 décembre
(EN MILLIONS)							2021	2020
Actifs courants1 ............................................................................................................................................							597 $	582 $
Total de l’actif2, 3...........................................................................................................................................							2 169	1 958
Passifs courants4 ...........................................................................................................................................							6 982	6 544
Total du passif5 .............................................................................................................................................							7 096	6 758
1)	Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 583 millions $ (567 millions $ en 2020).
2)	Aux 30 juin 2021 et 31 décembre 2020, le total de l’actif d’Énergie Brookfield s’élevait respectivement à 51 121 millions $ et
49 722 millions $.
3)	Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 2 067 millions $ (1 856 millions $ en 2020).
4)	Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 266 millions $ (6 048 millions $ en 2020).
5)	Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 267 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 juin 2021, les lettres de crédit émises totalisaient 1 099 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
du trimestre, 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 18, « 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
						T2	T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
	........................................................... 16 092 14 099 14 333 13 446 15 527 14 151 13 850 12 332
Production totale (GWh) – MLT
	.......................................................... 14 683 13 828 13 247 12 007 13 264 14 264 12 465 11 089
Production totale (GWh) – réelle
	.....................................................		7 602 7 354 6 618 7 309 6 717 6 561 5 821
Production au prorata (GWh) – MLT						8 356
	....................................................		7 375 6 583 5 753 6 552 7 164 5 977 5 213
Production au prorata (GWh) – réelle						7 013
Produits.................................................................................................................. 1 019 $ 1 020 $										952 $	867	$ 942 $ 1 049 $ 965 $ 897 $
											.......................................	(133) (120) (162) (42)					(74)
Résultat net attribuable aux porteurs de parts						(63)			20			(58)
Résultat de base par part de société en commandite					................................	(0,13) (0,24) (0,22) (0,29) (0,11) 0,01 (0,15) (0,12)
													.....................................................................	686						673	727
BAIIA ajusté consolidé						927					717	611						761	649
													.....................................................................	489						396	348
BAIIA ajusté au prorata						510					456	371						391	301
	..............................................................		242												232	171
Fonds provenant des activités						268					201	157						217	133
	....................................................		0,38 0,31 0,25 0,40 0,37 0,29
Fonds provenant des activités par part						0,42							0,23
											.........................................	0,30 0,29 0,29 0,29 0,29 0,27
Distribution par part de société en commandite						0,30							0,27




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RÉSULTATS AU PRORATA POUR LES SEMESTRES CLOS LES 30 JUIN Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
		au prorata pour les semestres clos les 30 juin :

				(GWh)	(EN MILLIONS)
									Fonds provenant des
				Production MLT
						Production réelle	Produits			BAIIA ajusté		activités	Résultat net
											2020 2021 2020	2020 2021										2020
						2021	2021	2020			2021			2020	2021

Hydroélectricité
Amérique du Nord ........................						5 578					7 198 6 813 6 813 395 $ 482 $ 269 $ 362 $ 194 $ 292 $ (12) $ 82 $
															................................. 2 264 2 151 1 986 1 986	97	100 81						70		27						34
Brésil					82							70
															............................. 1 805 1 241 1 693 1 668 106 105 77								34
Colombie					61				60			44	42
											10 590 10 492 10 467	687 427 505 324 406										150
						9 647	598	57

Énergie éolienne
																	.................. 2 168 1 596 2 881 1 882 208 116 160	116				(56) (17)
Amérique du Nord					93							61
															................................													134	123				(20)
Europe						599	360													652	428			72	37	26					21	41
															.................................													10					(4)
Brésil						267	212													294	294			14	11	9	6				6	(2)
															...................................													12					1
Asie						241	200													217	218			16	13	11	8				7	2
											2 368 4 044 2 822	177 316 139 253							(15) (40)
						3 275	310							95
																	.......................													140				(24)
Énergie solaire						865	468													984	580			179	78	69	83				37	(9)
																	............													104				19
Transition énergétique1						601	290													438	157			148	69	55	77				44	17
															............................													12	(227) (133) (246) (127)
Siège social						—	—										—	—		—	—			19
Total ............................................... 14 388 13 716 15 958 14 026 1 235 $ 1 011 $ 999 $ 787 $ 510 $ 449 $ (196) $ (22) $ 1)
La production réel e comprend 195 GWh (142 GWh en 2020) provenant des centrales qui ne présentent pas de production moyenne à long terme correspondante. Pour une explication sur les raisons
pour lesquel es 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 le semestre clos le 30 juin 2021 :
				Apport des
		Attribuable aux porteurs de parts			participations		Attribuable
				comptabilisées	aux
					selon la	participation		Hydroélectricité		Énergie éolienne
				méthode de la		s ne donnant
					mise en	pas le	Selon les								Énergie	Transition	Siège	Amérique	Amérique
				équivalence		contrôle	IFRS1			solaire	énergétique	social Total	(EN MILLIONS)										du Nord Brésil Colombie	du Nord Europe Brésil Asie
Produits ...............................................................								395 97	106						208	72				14 16 179								148	— 1 235	(77)	881	2 039
Autres produits ....................................................								17	9						9	8	90				1 — 10								8	27 179	(5)	31	205
Coûts d’exploitation directs .................................								(143) (25)	(38)						(56)	(28)				(5) (4) (49)								(52) (15) (415)	36	(319)	(698)
Quote-part du BAIIA ajusté découlant des
participations comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence ...............................								— —	—	—	—			— — —								—	—	—	46	21	67
BAIIA ajusté .......................................................								269 81	77						160	134				10 12 140								104	12 999	—	614	—
Coûts de service de gestion .................................								— —	—	—	—			— — —								— (153) (153)	—	—	(153)
Charge d’intérêts .................................................								(72)	(7)	(13)						(42)	(11)				(4) (4) (56)								(27) (41) (277)	13	(215)	(479)
Impôt exigible .....................................................								(3)	(4)	(4)	(2)	—			— —							(1)	—	— (14)	1	(25)	(38)

Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées ......................................								— —	—	—	—			— — —								— (29) (29)	—	—	(29)
Actions privilégiées ..........................................								— —	—	—	—			— — —								— (13) (13)	—	—	(13)
Billets subordonnés perpétuels ..........................								— —		—	—	—			— — —								—	(3)	(3)	—	—	(3)
Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en
trésorerie découlant des participations
comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence ....................................................								— —	—	—	—			— — —								—	—	—	(14)	(11)	(25)
Quote-part des fonds provenant des activités
découlant des participations ne donnant pas
le contrôle ......................................................								— —	—	—	—			— — —								—	—	—	—	(363)	(363)
Fonds provenant des activités ..............................								194 70	60						116	123				6 8 83								77 (227) 510	—	—	—
Charge d’amortissement ......................................								(131) (31)	(13)						(121)	(41)				(7) (5) (89)								(44)	(1) (483)	26	(290)	(747)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ....................................								(58)	4	(1)						(34)	(1)				(1) — 12								—	12 (67)	—	68	1
Charge d’impôt différé ........................................								30 —	(4)	7	1			— (1) —								(1)	27	59	2	(8)						53
Divers .................................................................								(47) (16)	—						(24)	(41)				— — (15)								(15) (57) (215)	7	73	(135)
Quote-part des résultats découlant des
participations comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence ...............................								— —	—	—	—			— — —								—	—	—	(35)	—	(35)
Résultat net attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle ...................................								— —	—	—	—			— — —								—	—	—	—	157	157
Résultat net attribuable aux porteurs de parts2 .....								(12) 27	42						(56)	41				(2) 2							(9)	17 (246) (196)	—	—	(196)
1)	La quote-part des pertes découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 7 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 206 millions $ comprend
la quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et aux
parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts
privilégiées, aux actions privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels.


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Le tableau qui suit 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 le semestre clos le 30 juin 2020 :
	Attribuable aux porteurs de parts			Apport des
			participations		Attribuable											Hydroélectricité		Énergie éolienne
			comptabilisées	aux
				selon la	participation
			méthode de la		s ne donnant
				mise en	pas le	Selon les								Énergie	Transition	Siège	Amérique	Amérique
			équivalence		contrôle	IFRS1			solaire	énergétique	social Total	(EN MILLIONS)										du Nord Brésil Colombie	du Nord Europe Brésil Asie
Produits ...............................................................							482 100	105						116	37				11 13 78								69	— 1 011	(38)	1 018	1 991
Autres produits ....................................................							12	9						8	4	3				1 2 12								10	30	91	(1)	(51)	39
Coûts d’exploitation directs .................................							(132) (27)	(52)						(27)	(14)				(3) (4) (21)								(24) (11) (315)	16	(337)	(636)
Quote-part du BAIIA ajusté découlant des
participations comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence ...............................							— —	—	—	—			— — —								—	—	—	23	17	40
BAIIA ajusté .......................................................							362 82	61	93	26			9 11 69								55	19 787	—	647	—
Coûts de service de gestion .................................							— —	—	—	—			— — —								— (73) (73)	—	(13)	(86)
Charge d’intérêts .................................................							(68)	(8)	(14)						(33)	(5)				(2) (4) (33)								(10) (41) (218)	10	(292)	(500)
Impôt exigible .....................................................							(2)	(4)	(3)	1	—			(1) —							1	(1)	1	(8)	1	(9)	(16)

Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant
des parts privilégiées ......................................							— —	—	—	—			— — —								— (26) (26)	—	—	(26)
Actions privilégiées ..........................................							— —	—	—	—			— — —								— (13) (13)	—	—	(13)
Quote-part des intérêts et de l’impôt payé en
trésorerie découlant des participations
comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence ....................................................							— —	—	—	—			— — —								—	—	—	(11)	(7)	(18)
Quote-part des fonds provenant des activités
découlant des participations ne donnant pas
le contrôle ......................................................							— —	—	—	—			— — —								—	—	—	—	(326)	(326)
Fonds provenant des activités ..............................							292 70	44	61	21			6 7 37								44 (133) 449	—	—	—
Charge d’amortissement ......................................							(117) (36)	(11)						(78)	(23)				(7) (5) (34)								(18)	(1) (330)	13	(344)	(661)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ....................................							(14)	7	(1)	4	(11)			(1) (3) (15)								(1)	— (35)	4	5						(26)
Charge d’impôt différé ........................................							(22)	1	(3)	(1)	—			— 1 —								—	15	(9)	(3)	—	(12)
Divers .................................................................							(57)	(8)	5	(3)	(7)			(2) 1 (12)								(6)	(8) (97)	—	82	(15)
Quote-part des résultats découlant des
participations comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence ...............................							— —	—	—	—			— — —								—	—	—	(14)	(7)	(21)
Résultat net attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle ...................................							— —	—	—	—			— — —								—	—	—	—	264	264
Résultat net attribuable aux porteurs de parts2 .....							82 34	34						(17)	(20)				(4) 1 (24)								19 (127) (22)	—	—	(22)
1) La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 1 million $ 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 62 millions $ comprend
la quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et le 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 juin 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 semestres clos les 30 juin :

			Semestres clos les 30 juin

			2021	2020
(EN MILLIONS)

Résultat net attribuable aux éléments suivants :

Capitaux propres des commanditaires .................................................................................................				(101) $	(31) $

Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield .............						39	31
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ...........................................			(71)				(22)

Actions échangeables de BEPC ..........................................................................................................			(63)	—

Résultat net attribuable aux porteurs de parts .......................................................................................			(196) $	(22) $

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

Charge d’amortissement ....................................................................................................................			483	330

Perte de change et sur les instruments financiers ..............................................................................						67	35

Recouvrement (charge) d’impôt différé ............................................................................................			(59)	9

Divers ................................................................................................................................................			215	97

Fonds provenant des activités ...............................................................................................................			510 $	449 $

Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ................................................						29		26

Actions privilégiées .............................................................................................................................						13	13

Billets subordonnés perpétuels ...........................................................................................................						3	—

Impôt exigible .......................................................................................................................................						14	8

Charge d’intérêts ...................................................................................................................................			277	218

Coûts de service de gestion ...................................................................................................................			153	73

BAIIA ajusté au prorata ........................................................................................................................			999	787

Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ....................................................................			614	647
		1 434 $
BAIIA ajusté consolidé .........................................................................................................................			1 613 $

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 semestres clos les 30 juin :

			Semestres clos les 30 juin

			2021	2020

Résultat de base par part de société en commandite1 ............................................................................			(0,37) $	(0,10) $
			0,75		0,57
Charge d’amortissement ......................................................................................................................

Perte de change et sur les instruments financiers ..................................................................................			0,10	0,06

Recouvrement (charge) d’impôt différé ................................................................................................			(0,09)	0,02

Divers ...................................................................................................................................................			0,40	0,22

Fonds provenant des activités par part2 .................................................................................................			0,79 $	0,77 $
1)	Au cours du semestre clos le 30 juin 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est élevé à 274,9 millions (268,5 millions en 2020).
2)	Pour le semestre clos le 30 juin 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,5 millions (583,7 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 juin 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.


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

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MODIFICATIONS FUTURES DE MÉTHODES COMPTABLES Modifications d’IAS 1, w(« 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 du semestre clos le 30 juin 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. La pandémie de COVID-19 n’a eu aucune incidence importante sur notre contrôle interne à
l’égard de l’information financière. Nous surveillons et évaluons continuellement l’incidence de la pandémie de
COVID-19 sur la conception et l’efficacité du fonctionnement de nos contrôles internes afin de la réduire au minimum.
ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a annoncé la conclusion d’une entente entre Brookfield et Trane
Technologies, société d’innovation climatique mondiale, dans le cadre de laquelle les deux sociétés collaboreront dans le
but d’offrir à l’échelle de l’Amérique du Nord des services de décarbonation aux clients commerciaux et industriels ainsi
qu’à ceux du secteur public, mettant à profit les activités de production décentralisée d’Énergie Brookfield. Après la clôture du trimestre, Brookfield a conclu une entente stratégique de collaboration avec Amazon visant à
développer de nouveaux projets d’énergie renouvelable assortis de conventions d’achat d’électricité et à travailler
ensemble dans le cadre d’autres occasions liées à l’énergie verte qui pourraient se présenter en tirant profit des capacités
d’exploitation étendues d’Énergie Brookfield afin de soutenir la construction de projets du portefeuille de projets de
développement à l’échelle mondiale d’Énergie Brookfield d’une puissance de 31 000 MW.

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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 6, « 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 et aux porteurs de parts de société en commandite privilégiées 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 ne prévoyons pas détenir à
long terme dans le calcul du BAIIA ajusté afin de fournir des informations supplémentaires à l’égard du rendement réalisé

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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, y compris l’acquisition, avec nos partenaires
institutionnels et le China Renewable Energy Fund d’Apple Inc., d’une participation de 55 % dans un portefeuille d’actifs
éoliens en Chine d’une puissance de 213 MW, dont la production est visée par contrat, et la vente en cours de notre
portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW, 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, les perspectives et les avantages anticipés du regroupement d’Énergie Brookfield
et de TerraForm Power, y compris certaines informations relatives aux flux de trésorerie et aux liquidités prévus par suite
du regroupement d’entreprises, 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 laquelle 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

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

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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;
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, y compris la vente en cours de
notre portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW, l’acquisition, avec nos partenaires institutionnels et
le China Renewable Energy Fund d’Apple Inc. d’une participation de 55 % dans un portefeuil e d’actifs éoliens en Chine
d’une puissance de 213 MW, dont la production est visée par contrat; 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 organisationnel e; 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 juin 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 6, « 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.

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
					30 juin	31 décembre
NON AUDITÉ				Note		2021		2020
(EN MILLIONS)
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie ..........................................................................................				14	530 $	431 $
Liquidités soumises à restrictions ................................................................................................				15	305	208
Créances clients et autres actifs courants .....................................................................................				16	1 174	928
Actifs liés à des instruments financiers ........................................................................................				5	96	62
Montants à recevoir de parties liées .............................................................................................				19	30	56
Actifs détenus en vue de la vente .................................................................................................				4	854	57
					2 989	1 742
Actifs liés à des instruments financiers ...........................................................................................				5	410	407
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .....................................				13	979	971
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..................................................................................				8	44 646	44 590
Immobilisations incorporelles .........................................................................................................					225	232
Goodwill .........................................................................................................................................				2	998	970
Actifs d’impôt différé .....................................................................................................................				7	207	205
Autres actifs non courants ...............................................................................................................					667	605
Total de l’actif................................................................................................................................					51 121 $	49 722 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ........................................................................................				17	699 $	625 $
Passifs liés à des instruments financiers .......................................................................................				5	370	283
Montants à payer à des parties liées .............................................................................................				19	761	506
Emprunts de la société mère ........................................................................................................				9	—	3
Emprunts sans recours .................................................................................................................				9	1 212	1 026
Provisions ....................................................................................................................................					35	304
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...........................................				4	407	14
					3 484	2 761
Passifs liés à des instruments financiers ..........................................................................................				5	550	668
Emprunts de la société mère ...........................................................................................................				9	2 191	2 132
Emprunts sans recours ....................................................................................................................				9	15 974	14 921
Passifs d’impôt différé ....................................................................................................................				7	5 149	5 515
Provisions .......................................................................................................................................					772	712
Autres passifs non courants.............................................................................................................					1 270	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 ..........................................................................................................................				10	11 644	11 100
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield .......				10	50	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 ....................				10	2 439	2 721
Actions échangeables de BEPC ....................................................................................................				10	2 159	2 408
Actions privilégiées ......................................................................................................................				10	624	609
Bil ets subordonnés perpétuels ......................................................................................................				10	340	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .............................................				11	1 028	1 028
Capitaux propres des commanditaires ..............................................................................................				12	3 447	3 845
Total des capitaux propres ............................................................................................................					21 731	21 767
Total du passif et des capitaux propres.........................................................................................						51 121 $	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


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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
		Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
NON AUDITÉ
	Note					2021		2020								2021		2020
(EN MILLIONS, SAUF LES DONNÉES PAR PART)
Produits .............................................................	19					1 019 $		942 $								2 039 $		1 991 $
Autres produits ..................................................						178		24								205		39
Coûts d’exploitation directs ...............................						(307)		(310)								(698)		(636)
Coûts de service de gestion ...............................	19					(72)		(46)								(153)		(86)
Charge d’intérêts ...............................................	9					(246)		(261)								(479)		(500)
Quote-part des résultats découlant des
participations comptabilisées selon la méthode

de la mise en équivalence ..............................	13	2	(1)								7	1
Profit (perte) de change et sur les instruments

financiers .......................................................	5				(47)	(46)								1	(26)
Charge d’amortissement ....................................	8					(379)		(324)								(747)		(661)
Divers ................................................................						(36)		(3)								(135)		(15)
Recouvrement (charge) d’impôt
Exigible .............................................................. 7					(22)		4								(38)		(16)
Différé ................................................................ 7		20		11										53		(12)
			(2)		15										15		(28)
Résultat net ...........................................................						110 $		(10) $										55 $			79 $
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 .........................................	10				149 $	12 $							206 $	62 $
									Participation de commandité dans une filiale
									société de portefeuille détenue par

									Brookfield ................................................	10	19	15										39	31
									Participations ne donnant pas le contrôle
									ayant droit au résultat net dans une filiale
									société de portefeuille – parts
									rachetables/échangeables

									détenues par Brookfield ...........................	10				(25)	(24)							(71)	(22)

									Actions échangeables de BEPC .................... 10	(22)	—								(63)	—
									Actions privilégiées ...................................... 10		6		6										13	13
									Billets subordonnés perpétuels ..................... 10		3		—								3		—

Parts de société en commandite privilégiées .......	11	15	14										29	26
Capitaux propres des commanditaires .................	12					(35)		(33)								(101)		(31)
						110 $		(10) $										55 $		79 $
Résultat de base et dilué par part de société en

commandite .....................................................					(0,13) $	(0,11) $							(0,37) $	(0,10) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
				Trimestres clos les 30 juin Semestres clos les 30 juin
NON AUDITÉ (EN MILLIONS)

	Note	2021	2020						2021	2020

Résultat net .......................................................................					110 $	(10) $						55 $	79 $
Autres éléments du résultat global qui ne seront pas

reclassés en résultat net

							Réévaluation des immobilisations corporelles ..........	8	15	—					(257)	—
							Perte actuarielle sur les régimes à prestations

							définies .....................................................................		13	(4)					27	(2)
							Recouvrement (charge) d’impôt différé sur

							l’élément ci-dessus ................................................		(5)	—					40	—
							(Perte latente) profit latent sur les placements dans

							des titres de capitaux propres .................................		3			2	5	(8)
							Participations comptabilisées selon la méthode de la

							mise en équivalence ...............................................		1	(1)					(1)	—
Total des éléments qui ne seront pas reclassés

en résultat net.............................................................					27	(3)						(186)	(10)
Autres éléments du résultat global qui seront reclassés en

résultat net
											(1 566)
							Écart de conversion ...............................................		333	238					(338)
							Profits (pertes) de la période sur les instruments
							financiers désignés comme couvertures de flux de

							trésorerie ............................................................	5	(89)	(20)					3	(40)
							Profit sur les swaps de change – couverture d’un

							investissement net ..............................................	5	(12)	(3)					16	43
							Ajustements pour reclassement de montants

							comptabilisés en résultat net ..............................	5	49	(15)					(3)	(34)

							Impôt différé sur les éléments ci-dessus ................	10			9	(2)	15
							Participations comptabilisées selon la méthode de la

							mise en équivalence ...........................................	13	2			6	(1)	(8)
Total des éléments qui pourraient être reclassés en
											(1 590)
résultat net à une date ultérieure .................................		293	215						(325)

Autres éléments du résultat global .................................		320	212						(511)	(1 600)
											(1 521) $
Résultat global ...............................................................		430 $	202 $						(456) $

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 ...	10	276 $	207 $					(139) $	(743) $
							Participation de commandité dans une filiale société

							de portefeuille détenue par Brookfield...............	10	20	15					38	24
							Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit
							au résultat net dans une filiale société de
							portefeuil e – parts rachetables/échangeables

							détenues par Brookfield .....................................	10	31	(25)					(126)	(342)

Actions échangeables de BEPC ...............................				10	27	—						(112)	—

Actions privilégiées .................................................				10	15	26						30	(13)

Billets subordonnés perpétuels ................................				10	3	—						3	—
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts

privilégiées.................................................................				11	15	14						29	26

Capitaux propres des commanditaires ...........................				12	43	(35)						(179)	(473)
											(1 521) $
		430 $	202 $						(456) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

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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 JUIN						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 mars 2021 .......									(1 197) $	(834) $							5 546 $	(4) $	(31) $	5 $					3 485 $	1 028 $								617 $	— $		2 184 $	11 604 $					50 $	2 466 $									21 434 $
Résultat net ............								(35)	—														—	—	—	—					(35)	15								6	3		(22)		149			19	(25)				110
Autres éléments
du résultat
global ..................								—	85														2	3	(15)	3					78	—								9	—		49		127			1	56				320
Émission de
billets
subordonnés
perpétuels
																																																													(note 10) ..............	—	—						—	—	—	—	—	—					—	340	—		—	—	—	340
Apports en capital ..								1	—														—	—		—	—					1	—								—	—		—		231			—	—				232
Cessions (note 3)....								12	—														(12)	—		—	—					—	—								—	—		—		(214)			—	—	(214)
Distributions ou
dividendes
déclarés ...............								(83)	—														—	—	—	—					(83)	(15)								(6)	(3)		(52)		(262)			(21)	(58)	(500)
Régime de
réinvestissement
des distributions ..								2	—														—	—	—	—					2	—								—	—		—		—			—	—				2
Divers ....................								—	3														(2)	—												1	(3)					(1)	—						(2)	—		—	9				1	—		7
Variation au cours
de la période ........								(103)	88														(12)	3	(14)	—					(38)	—								7	340		(25)		40			—	(27)				297
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 $

Solde au
31 mars 2020 .......									(1 195) $	(1 123) $							6 420 $	(8) $	(51) $	(4) $					4 039 $	1 028 $								551 $	— $		— $	9 996 $					60 $	2 925 $									18 599 $
Résultat net ............								(33)	—														—	—	—	—					(33)	14								6	—		—		12			15	(24)				(10)
Autres éléments du
résultat global ......								—	(1)														2	—	(7)	4					(2)	—								20	—		—		195			—	(1)				212
Apports en capital ..								—	—														—	—	—	—					—	—								—	—		—		9			—	—				9
Remboursement
de capital .............								—	—														—	—	—	—					—	—								—	—		—		(68)			—	—				(68)
Distributions ou
dividendes
déclarés ...............								(97)	—														—	—	—	—					(97)	(14)								(6)	—		—		(150)			(17)	(70)	(354)
Régime de
réinvestissement
des distributions ..								2	—														—	—	—	—					2	—								—	—		—		—			—	—				2
Divers ....................								(11)	(6)														(12)	(1)	14	—					(16)	—								—	—		—		1			—	(10)				(25)
Variation au cours
de la période ........						(139)	(7)														(10)	(1)												7	4					(146)	—						20	—		—		(1)				(2)		(105)	(234)
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 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

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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
												actuarielles	Total des	comman-											ayant droit au					filiale société	portefeuille –
NON AUDITÉ						Capitaux	sur les	Couver-	Placements			capitaux	ditaires											résultat net	de	parts rachetables/
SEMESTRES CLOS						propres des						régimes à	tures de											dans des titres	propres des	détenant des							Billets		Actions	dans les				portefeuille	échangeables											Total des
LES 30 JUIN						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 ...............																	(101)	—														—	—										—	—					(101)	29					13	3		(63)		206		39	(71)	55
Autres éléments du
résultat global .........																	—	(25)														(55)	5										(7)	4					(78)	—					17	—		(49)		(345)		(1)	(55)	(511)
Émission de billets
subordonnés
perpétuels
																																																												(note 10) .................								—	—						—	—							—	—				—	—				—	340		—		—	—	—	340
Apports en capital .....																	1	—														—	—											—	—					1	—					—	—		—		1 045		—	—	1 046
Cessions (note 3).......																	12	—														(12)	—											—	—					—	—					—	—		—		(214)		—	—			(214)
Distributions ou
dividendes
déclarés ..................																	(167)	—														—	—										—	—					(167)	(29)					(13)	(3)		(104)		(380)		(42)	(117)	(855)
Régime de
réinvestissement
des distributions .....																	4	—														—	—										—	—					4	—					—	—		—		—		—	—			4
Divers .......................																	(61)	(1)														6	—										1	(2)					(57)	—					(2)	—		(33)		232		(2)	(39)	99
Variation au cours
de la période ...........																	(312)	(26)														(61)	5										(6)	2					(398)	—					15	340		(249)		544		(6)	(282)	(36)
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 $

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 ...............																	(31)	—														—	—										—	—					(31)	26					13	—		—		62		31	(22)	79
Autres éléments du
																																																												résultat global .........								—	(431)						2	1	(13)	(1)	(442)	—						(26)	—		—	(805)					(7)	(320)	(1 600)
Parts de société en
commandite
privilégiées émises .																	—	—														—	—											—	—					—	195					—	—		—		—		—	—			195
Apports en capital .....																	—	—														—	—											—	—					—	—					—	—		—		23		—	—			23
Remboursement
de capital ................																	—	—														—	—											—	—					—	—					—	—		—		(74)		—	—			(74)
Cessions ....................																	7	—														(7)	—										—	—					—	—					—	—		—		—		—	—			—
Distributions ou
dividendes déclarés																	(196)	—														—	—										—	—					(196)	(26)					(13)	—		—		(284)		(34)	(142)	(695)
Régime de
réinvestissement
des distributions .....																	3	—														—	—										—	—					3	—					—	—		—		—		—	—			3
Divers .......................																	(3)	1														(7)	(1)										1	(11)					(20)	—					—	—		—		(13)		—	(13)	(46)
Variation au cours
de la période ...........						(220)	(430)													(12)	—	(12)	(12)					(686)	195						(26)	—		—	(1 091)							(10)	(497)	(2 115)
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 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

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

			Page 58


BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
NON AUDITÉ					Trimestres clos les 30 juin	Semestres clos les 30 juin
(EN MILLIONS)		Note		2021			2020		2021						2020
Activités d’exploitation
Résultat net .......................................................................................................................					110 $		(10) $		55 $					79 $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement ...............................................................................................		8			379		324	747		661
Perte latente de change et sur les instruments financiers ...............................................		5			58		45	31					25
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode
									de la mise en équivalence ........................................................................................	13			(2)		1	(7)		(1)
Charge (recouvrement) d’impôt différé ........................................................................		7			(20)		(11)	(53)		12
Autres éléments sans effet de trésorerie ........................................................................				(134)		26	(120)		41
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence ..................................................................................................................		13		20		1	47					15
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées ..................................................................................................................				45		(1)	63					5
Variation nette des soldes du fonds de roulement ..............................................................				(456)		(1)	(412)		(4)
					—		374	351		833
Activités de financement
Produit tiré des billets à moyen terme................................................................................		9			—		250	—					250
Papier commercial et facilités de crédit de la société mère, montant net ............................		9			—		(197)	(3)					(159)
Produits tirés des emprunts sans recours............................................................................		9			835		418	1 872		1 033
Remboursement des emprunts sans recours .......................................................................		9			(593)		(407)	(947)	(1 024)
Remboursement d’obligations locatives ............................................................................					(6)		(7)	(15)		(16)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat
net dans les filiales en exploitation ...............................................................................		10		195		10	1 009		26
Remboursements de capital à des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales en exploitation...................................................................					(214)		(69)	(214)		(76)
Émission de billets subordonnés perpétuels .......................................................................		10		340		—	340		195
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les
									filiales en exploitation .............................................................................................	10			(262)		(150)	(380)	(284)
Aux porteurs d’actions privilégiées ..............................................................................		10		(6)		(6)	(13)		(13)
Aux commanditaires détenant des parts privilégiées ....................................................		11		(15)		(12)	(29)		(23)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP et aux actionnaires de
									Brookfield Renewable Corporation ......................................................................... 10, 12	(213)		(183)	(429)		(365)
Emprunts auprès de parties liées........................................................................................		19		345		—	755		—
Remboursements à des parties liées ...................................................................................		19		(370)		—	(535)		—
					36		(353)	1 411		(456)
Activités d’investissement
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence ..................................................................................................................				(9)		(3)	(53)		(15)
Acquisition, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie dans l’entité
acquise .........................................................................................................................					2		1	(1 426)		(105)
Investissement dans les immobilisations corporelles .........................................................		8			(244)		(79)	(533)		(144)
Produit de la cession d’actifs, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de
trésorerie cédés .............................................................................................................		3			448		11	448		105
Achats d’actifs financiers ..................................................................................................		5			(44)		(201)	(44)		(237)
Produits tirés des actifs financiers .....................................................................................		5			1		126	47					161
Liquidités soumises à restrictions et autres ........................................................................				(28)		64	(78)		14
					126		(81)	(1 639)		(221)
Profit (perte) de change sur la trésorerie ............................................................................				5		4	(6)					(11)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
(Diminution) augmentation ..........................................................................................				167		(56)	117		145
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue de la vente .............				5		(4)	(18)					(8)
Solde au début de la période .........................................................................................				358		549		431		352
Solde à la fin de la période ...........................................................................................					530 $		489 $		530 $		489 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés ...............................................................................................................					220 $		220 $		425 $		421 $
Intérêts reçus ................................................................................................................					11 $		3 $		23 $					9 $
Impôts sur le résultat payés ..........................................................................................					23 $		4 $		34 $					25 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

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

			Page 59

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

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

Les actions échangeables de BEPC sont négociées sous le symbole

Brookfield ») consistent à détenir un portefeuil e de centrales de

« 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

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

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

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

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

commandite de catégorie A, série 5, série 7, série 9, série 11,

compris Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »). Sauf

série 13 et série 15 d’Énergie Brookfield sont négociées à la

indication contraire, « la société en commandite » désigne

Bourse de Toronto respectivement sous les symboles

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

« BEP.PR.E », « BEP.PR.G », « BEP.PR.I », « BEP.PR.K »,

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

« BEP.PR.M » et « BEP.PR.O ». Les parts privilégiées de société

en commandite de catégorie A, série 17 sont négociées à la Bourse

de New York sous le symbole « BEP.PR.A ». Les billets

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

subordonnés perpétuels sont négociés à la Bourse de New York

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

sous le symbole « BEPH ».

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

échangeables de catégorie A (les « actions échangeables de

Notes des états financiers consolidés

Page

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

Mode de présentation et principales

commandite rachetables/échangeables ») détenues dans Brookfield

méthodes comptables

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

Acquisitions

portefeuille d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la

Cession d’actifs

participation de commandité (la « participation de commandité »)

dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de

Actifs détenus en vue de la vente

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

en commandite, les parts de société en commandite

Immobilisations corporelles

rachetables/échangeables, la participation de commandité et les

Emprunts

actions échangeables de BEPC sont désignées col ectivement les

Participations ne donnant pas le contrôle

10.

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

Capitaux propres des commanditaires

11.

détenant des parts privilégiées

créée en vertu des lois des Bermudes, conformément à une

12.

Capitaux propres des commanditaires

convention de société en commandite modifiée et reformulée en

Participations comptabilisées selon la

13.

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

14.

Liquidités soumises à restrictions

15.

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

Créances clients et autres actifs courants

16.

Dettes fournisseurs et autres créditeurs

17.

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

Engagements, éventualités et garanties

18.

société mère ultime est Brookfield Asset Management Inc.

Transactions entre parties liées

19.

(« Brookfield Asset Management »). Brookfield Asset

Filiales faisant appel public à l’épargne

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

20.

Événements postérieurs à la date de clôture

désignées, individuellement et collectivement, comme

21.

« Brookfield » dans les présents états financiers.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 juin 2021

Page 60


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 août 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 juin 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 Portefeuil e 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 104 millions $ pour le semestre
clos le 30 juin 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
39 millions $ pour le semestre clos le 30 juin 2021.


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

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La répartition provisoire du prix d’acquisition, à la juste valeur, au 30 juin 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	20	49

Immobilisations corporelles ...........................................................................				1 595		756	2 351

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)		(17)	(50)

Juste valeur des actifs nets acquis ..................................................................				744		582	1 326

Goodwil ........................................................................................................								—	102	102

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.
L’information financière résumée relative aux cessions est présentée ci-après :
							Total
(EN MILLIONS)
Produit, déduction faite des coûts de transaction .................................................................................................			465 $
Valeur comptable des actifs nets détenus en vue de la vente
Actif ................................................................................................................................................................			673
Passif ...............................................................................................................................................................			(410)
							263
Écart de conversion associé à la cession, déduction faite des couvertures d’investissement							(35)
Profit sur cession, déduction faite des coûts de transaction .................................................................................							167 $










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

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4. ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE Au 30 juin 2021, les actifs détenus en vue de la vente compris dans les secteurs opérationnels d’Énergie Brookfield
comprenaient des portefeuilles de centrales d’énergie éolienne et solaire aux États-Unis et en Asie.
En avril 2021, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant la vente de sa
participation de 100 % dans un portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW (le « portefeuille éolien aux
États-Unis »), pour un produit d’environ 365 millions $ (montant net de 161 millions $ pour Énergie Brookfield), compte
tenu des soldes de trésorerie et du fonds de roulement. Énergie Brookfield a réévalué le portefeuille éolien aux États-Unis
conformément à la méthode comptable pour laquelle elle a opté, soit la méthode de réévaluation. Énergie Brookfield
détient une participation financière d’environ 20 % à 100 % dans chacune des entités des projets au sein du portefeuille
éolien aux États-Unis et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux conditions de clôture habituelles.
Le tableau suivant présente un sommaire des principaux actifs et passifs classés comme étant détenus en vue de la vente
aux :
			30 juin		31 décembre
			2021	2020
(EN MILLIONS)
Actif
Trésorerie et équivalents de trésorerie ................................................................................							22 $			4 $
Liquidités soumises à restrictions .......................................................................................			9				1
Créances clients et autres actifs courants ...........................................................................			14				1
Immobilisations corporelles ...............................................................................................			808	51
Autres actifs non courants ..................................................................................................			1	—
Actifs détenus en vue de la vente ..........................................................................................							854 $	57 $
Passif
Passifs courants ..................................................................................................................							9 $		— $
Dette à long terme ..............................................................................................................			364				4
Autres passifs non courants ................................................................................................			34			10
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...................................							407 $	14 $


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5. 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.


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	Le tableau suivant présente les actifs et les passifs d’Énergie Brookfield évalués et présentés à la juste valeur et classés
	selon la hiérarchie des justes valeurs aux :
							31 décembre 2020
				30 juin 2021
			Niveau 1	Niveau 2 Niveau 3 Total				Total
	(EN MILLIONS)
	Actifs évalués à la juste valeur :
	Trésorerie et équivalents de trésorerie .......................			530 $				— $						— $	530 $	431 $

	Liquidités soumises à restrictions1 .............................	392				—					—	392	283
	Actifs liés à des instruments financiers2

	Contrats d’énergie dérivés .......................................	—				69					18	87	135
	Swaps de taux d’intérêt ............................................	—					23					—			23		—

	Swaps de change ......................................................	—				41					—	41	4
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres2 ...................................................	—				89					98	187	175
	Immobilisations corporelles ......................................	—					—			44 646 44 646	44 590
	Passifs évalués à la juste valeur :
	Passifs liés à des instruments financiers1
—					(166)					(19)	(185)
	Contrats d’énergie dérivés .......................................				(33)
	Swaps de taux d’intérêt ............................................	—					(311)					—	(311)	(422)
—					(77)					—			(77)
	Swaps de change ......................................................				(94)
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à
								(347)
												des avantages fiscaux ..........................................	—				—			(347)	(402)
	Contrepartie éventuelle ..............................................	—					—					—			—		(1)

	Passifs pour lesquels la juste valeur est présentée :
	Emprunts de la société mère1 ...................................	(2 394)					—					—	(2 394)	(2 448)
(16 198)								(18 590)
	Emprunt sans recours1 .............................................	(2 392)									—	(17 991)
	Total ...........................................................................			(3 864) $ (16 530) $ 44 396 $ 24 002 $							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 168 millions $ (155 millions $ en 2020) évalués au coût amorti.
	Aucun reclassement n’a eu lieu au cours du semestre clos le 30 juin 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 juin 2021
								Actif	Actif

Actif				Passif					(passif) net	(passif) net
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ........................................			87 $												185 $		(98) $	102 $
	Swaps de taux d’intérêt ............................................	23							311			(288)		(422)
	Swaps de change ......................................................	41							77			(36)		(90)
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres ...................................................	355							—	355	330
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des

	avantages fiscaux .................................................	—							347	(347)	(402)
	Total ..........................................................................	506							920			(414)		(482)

	Moins : tranche courante ..........................................	96							370	(274)	(221)
	Tranche non courante ...............................................			410 $							550 $			(140) $		(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 semestres clos les 30 juin :
		Trimestres clos les 30 juin						Semestres clos les 30 juin
2021						2020			2021		2020
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ................................................		(63) $						(26) $			(104) $		(9) $
	Swaps de taux d’intérêt ....................................................			(3)			(34)			50		(59)
	Swaps de change ..............................................................			1			12			60		84
	Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des

	avantages fiscaux .................................................			2		(12)	16	(11)
	Profit (perte) de change ....................................................	16						14			(21)		(31)
			(47) $						(46) $			1 $		(26) $



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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 semestres clos les 30 juin :
		Trimestres clos les 30 juin								Semestres clos les 30 juin
2021								2020			2021		2020
	(EN MILLIONS)
	Contrats d’énergie dérivés ................................................		(79) $								(9) $			(39) $		28 $
	Swaps de taux d’intérêt ....................................................			(2)					(11)			45		(68)
	Swaps de change ..............................................................					(8)					—			(3)		—
		(89)								(20)			3		(40)
	Swaps de change – investissement net .............................	(12)								(3)			16		43
	Placements dans des titres de créance et titres de

	capitaux propres ...................................................			3			2		5	(8)
			(98) $								(21) $			24 $		(5) $

	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 semestres clos les 30 juin :

			Trimestres clos les 30 juin								Semestres clos les 30 juin

2021								2020	2021	2020
		(EN MILLIONS)

		Contrats d’énergie dérivés ................................................					4 $				(17) $	(51) $	(41) $
				9						12
	Swaps de taux d’intérêt ....................................................						2				7

			13 $								(15) $			(39) $		(34) $

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

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

			49 $								(15) $	(3) $	(34) $









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6. INFORMATIONS SECTORIELLES Le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement, le principal décideur opérationnel)
d’Énergie Brookfield analysent les résultats de l’entreprise, gèrent les activités et affectent les ressources selon le type
de technologie.
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.
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.


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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 juin 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 du	Amérique du
		équivalence				le contrôle		les IFRS1	solaire		énergétique	social	Total		(EN MILLIONS)	Nord								Brésil	Colombie	Nord			Europe	Brésil	Asie
				Produits .............................										190 $								45 $	51 $	86 $			29 $	7 $	9 $			102 $							78 $	— $	597 $		(38) $	460 $	1 019 $
				Autres produits ..................		12										1	9	7	48	1	—											4	5		18		105		(3)		76		178
				Coûts d’exploitation directs		(74)										(13)	(18)	(14)	(10)	(2)	(3)					(25)							(25)		(8)	(192)		15	(130)		(307)
				Quote-part du BAIIA
				ajusté découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—		26		11		37
				BAIIA ajusté ......................		128										33	42	79	67	6	6					81							58		10		510		—		417
				Coûts de service de gestion		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(72)		(72)		—		—		(72)
				Charge d’intérêts ................		(36)										—	(7)	(23)	(5)	(2)	(2)					(27)							(14)		(22)	(138)		7	(115)		(246)
				Impôt exigible ....................		(2)										(2)	(2)	(2)	1	—	—					(1)							—		—		(8)		1		(15)		(22)
				Distributions attribuables
				aux éléments suivants :
				Capitaux propres des
				commanditaires
				détenant des parts
				privilégiées ...................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(15)		(15)		—		—		(15)
				Actions privilégiées ........		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(6)		(6)		—		—		(6)
				Billets subordonnés
				perpétuels ......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(3)		(3)		—		—		(3)
				Quote-part des intérêts et
				de l’impôt payé en
				trésorerie découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—		(8)		(7)		(15)
				Quote-part des fonds
				provenant des activités
				découlant des
				participations ne donnant
				pas le contrôle ..................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—		—	(280)		(280)
				Fonds provenant
				des activités .....................		90										31	33	54	63	4	4					53							44	(108)		268		—		—
				Charge d’amortissement.....		(66)										(17)	(7)	(62)	(19)	(4)	(2)					(45)							(24)		—	(246)		13	(146)		(379)
				Profit (perte) de change et
				sur les instruments
				financiers .........................		(37)										5	(4)	(13)	(5)	—	—											2	—		(15)		(67)		—		20		(47)
				Charge d’impôt différé .......		18										1	(2)	1	1	—	—											3	(3)		5		24		2		(6)		20
				Divers ................................		(21)										(16)	—	(12)	(9)	—	(1)					—							(7)		24		(42)		5		1		(36)
				Quote-part des résultats
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—		(20)		—		(20)
				Résultat net attribuable aux
				participations ne donnant
				pas le contrôle ..................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—		—		131		131
				Résultat net attribuable aux
				porteurs de parts2 .............										(16) $								4 $	20 $	(32) $			31 $	— $	1 $			13 $							10 $	(94) $	(63) $		— $	— $	(63) $
				1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 2 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part du BAIIA ajusté, Quote-part des
				intérêts et de l’impôt payé en trésorerie et Quote-part des résultats. Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation de 149 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 juin 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 juin 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 du	Amérique du
		équivalence				le contrôle		les IFRS1	solaire		énergétique	social	Total		(EN MILLIONS)	Nord							Brésil	Colombie	Nord				Europe	Brésil	Asie
				Produits ..............................										217 $							39 $	45 $	56 $				15 $	7 $	7 $	44 $						36 $	— $	466 $			(17) $	493 $		942 $
				Autres produits ...................		11										6	6	2	3	1				2		11							9	28		79				2		(57)			24
				Coûts d’exploitation
				directs ...............................		(63)										(10)	(26)	(13)	(5)	(2)	(3)					(10)							(11)	(6)	(149)				7	(168)		(310)
				Quote-part du BAIIA
				ajusté découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence .......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—	—		—				8		9			17
				BAIIA ajusté .......................		165										35	25	45	13	6				6		45							34	22		396				—		277
				Coûts de service de gestion .		—										—	—	—	—	—	—					—							—	(40)		(40)				—		(6)			(46)
				Charge d’intérêts .................		(29)										(4)	(7)	(15)	(2)	—	(2)					(17)							(6)	(23)	(105)				7	(163)		(261)
				Impôt exigible .....................		1										(2)	1	1	—	(1)	—											1	(1)	1		1				—		3			4
				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 .......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—	—		—				(7)		1			(6)
				Quote-part des fonds
				provenant des activités
				découlant des
				participations ne donnant
				pas le contrôle ...................		—										—	—	—	—	—	—					—							—	—		—				—	(112)		(112)
				Fonds provenant
				des activités ......................		137										29	19	31	11	5				4		29							27	(60)		232				—		—
				Charge d’amortissement......		(59)										(16)	(5)	(36)	(11)	(3)	(2)					(19)							(9)	—	(160)				7	(171)		(324)
				Profit (perte) de change et
				sur les instruments
				financiers ..........................		(32)										—	(6)	6	(1)	(1)	—					(13)							(2)	13		(36)				2		(12)			(46)
				Charge
				d’impôt différé ..................		(2)										—	(2)	1	(1)	—				1								2	—	(2)		(3)				(3)		17			11
				Divers .................................		(37)										(4)	5	(9)	(7)	(1)	(1)					(9)							(6)	(6)		(75)				(1)		73			(3)
				Quote-part des résultats
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence .......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—	—		—				(5)		(7)			(12)
				Perte nette attribuable aux
				participations ne donnant
				pas le contrôle ...................		—										—	—	—	—	—	—					—							—	—		—				—		100			100
				Résultat net attribuable aux
				porteurs de parts2 ..............										7 $							9 $	11 $	(7) $				(9) $	— $	2 $	(10) $						10 $	(55) $	(42) $			— $	— $		(42) $
				1)	La quote-part des pertes découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 1 million $ 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 12 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 juin 2021

		Page 71


				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 semestre clos le 30 juin 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 du	Amérique du
		équivalence				le contrôle		les IFRS1	solaire		énergétique	social	Total		(EN MILLIONS)	Nord													Brésil	Colombie	Nord			Europe	Brésil	Asie
				Produits .............................										395 $													97 $	106 $	208 $			72 $	14 $	16 $			179 $									148 $	— $	1 235 $		(77) $	881 $	2 039 $
				Autres produits ..................		17										9		9		8		90		1		—					10								8		27		179			(5)		31		205
				Coûts d’exploitation directs	(143)										(25)		(38)		(56)		(28)		(5)		(4)					(49)								(52)		(15)	(415)			36	(319)		(698)
				Quote-part du BAIIA
				ajusté découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		—		—			46		21		67
				BAIIA ajusté ......................		269										81		77		160		134		10		12					140								104		12		999			—		614
				Coûts de service de gestion		—										—		—		—		—		—		—					—								—	(153)	(153)			—		—		(153)
				Charge d’intérêts ................		(72)										(7)		(13)		(42)		(11)		(4)		(4)					(56)								(27)		(41)	(277)			13	(215)		(479)
				Impôt exigible ....................		(3)										(4)		(4)		(2)		—		—		—					(1)								—		—		(14)			1		(25)		(38)
				Distributions attribuables
				aux éléments suivants :
				Capitaux propres des
				commanditaires
				détenant des parts
				privilégiées ...................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		(29)		(29)			—		—		(29)
				Actions privilégiées ........		—										—		—		—		—		—		—					—								—		(13)		(13)			—		—		(13)
				Billets subordonnés
				perpétuels ......................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		(3)		(3)			—		—		(3)
				Quote-part des intérêts et
				de l’impôt payé en
				trésorerie découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		—		—			(14)		(11)		(25)
				Quote-part des fonds
				provenant des activités
				découlant des
				participations ne donnant
				pas le contrôle ..................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		—		—			—	(363)		(363)
				Fonds provenant
				des activités .....................		194										70		60		116		123		6		8					83								77	(227)		510			—		—
				Charge d’amortissement.....	(131)										(31)		(13)		(121)		(41)		(7)		(5)					(89)								(44)		(1)	(483)			26	(290)		(747)
				Profit (perte) de change et
				sur les instruments
				financiers .........................		(58)										4		(1)		(34)		(1)		(1)		—					12								—		12		(67)			—		68		1
				Charge d’impôt différé .......		30										—		(4)		7		1		—		(1)					—								(1)		27		59			2		(8)		53
				Divers ................................		(47)										(16)		—		(24)		(41)		—		—					(15)								(15)		(57)	(215)			7		73		(135)
				Quote-part des résultats
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence ......................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		—		—			(35)		—		(35)
				Perte nette attribuable aux
				participations ne donnant
				pas le contrôle ..................		—										—		—		—		—		—		—					—								—		—		—			—		157		157
				Résultat net attribuable aux
				porteurs de parts2 .............										(12) $													27 $	42 $	(56) $			41 $	(2) $	2 $			(9) $									17 $	(246) $	(196) $		— $	— $	(196) $
				1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 7 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 206 millions $ est
				composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
				2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et aux
				parts de société en commandite. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts
				privilégiées, aux actions privilégiées et aux billets subordonnés perpétuels.

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				Le tableau qui suit présente 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 semestre clos le 30 juin 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 du	Amérique du
		équivalence				le contrôle		les IFRS1	solaire		énergétique	social	Total		(EN MILLIONS)	Nord							Brésil	Colombie	Nord				Europe	Brésil	Asie
				Produits ..............................										482 $							100 $	105 $	116 $				37 $	11 $	13 $			78 $								69 $	— $	1 011 $			(38) $	1 018 $	1 991 $
				Autres produits ...................		12										9	8	4	3	1				2		12							10		30		91				(1)		(51)			39
				Coûts d’exploitation directs		(132)										(27)	(52)	(27)	(14)	(3)	(4)					(21)							(24)		(11)	(315)				16	(337)		(636)
				Quote-part du BAIIA ajusté
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence .......................																																					23		17			40
				BAIIA ajusté .......................		362										82	61	93	26	9	11					69							55		19		787				—		647			—
				Coûts de service de gestion .		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(73)		(73)				—		(13)			(86)
				Charge d’intérêts .................		(68)										(8)	(14)	(33)	(5)	(2)	(4)					(33)							(10)		(41)	(218)				10	(292)		(500)
				Impôt exigible .....................		(2)										(4)	(3)	1	—	(1)	—											1	(1)		1		(8)				1		(9)			(16)
				Distributions attribuables
				aux éléments suivants :
				Capitaux propres des
				commanditaires détenant
				des parts privilégiées ......		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(26)		(26)				—		—			(26)
				Actions privilégiées .........		—										—	—	—	—	—	—					—							—		(13)		(13)				—		—			(13)
				Quote-part des intérêts et de
				l’impôt payé en trésorerie
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence .......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—				(11)		(7)			(18)
				Quote-part des fonds
				provenant des activités
				découlant des
				participations ne donnant
				pas le contrôle ...................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—				—	(326)		(326)
				Fonds provenant
				des activités ......................		292										70	44	61	21	6				7		37							44	(133)		449				—		—
				Charge d’amortissement......		(117)										(36)	(11)	(78)	(23)	(7)	(5)					(34)							(18)		(1)	(330)				13	(344)		(661)
				Profit (perte) de change et
				sur les instruments
				financiers ..........................		(14)										7	(1)	4	(11)	(1)	(3)					(15)							(1)		—		(35)				4		5			(26)
				Charge
				d’impôt différé ..................		(22)										1	(3)	(1)	—	—				1		—							—		15		(9)				(3)		—			(12)
				Divers .................................		(57)										(8)	5	(3)	(7)	(2)				1		(12)							(6)		(8)		(97)				—		82			(15)
				Quote-part des résultats
				découlant des
				participations
				comptabilisées selon la
				méthode de la mise en
				équivalence .......................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—				(14)		(7)			(21)
				Perte nette attribuable aux
				participations ne donnant
				pas le contrôle ...................		—										—	—	—	—	—	—					—							—		—		—				—		264			264
				Résultat net attribuable aux
				porteurs de parts2 ..............										82 $							34 $	34 $	(17) $				(20) $	(4) $	1 $	(24) $							19 $	(127) $	(22) $			— $	— $		(22) $
				1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 1 million $ 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 62 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 aux parts de société en commandite, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables 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 juin 2021

		Page 73


			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		Transition	Amérique	Amérique du
		équivalence				contrôle	les IFRS	Énergie solaire					énergétique	Siège social	Total		(EN MILLIONS)	du Nord																	Brésil	Colombie	Nord				Europe	Brésil	Asie
			Au 30 juin 2021 :
			Trésorerie et
			équivalents de
			trésorerie ..................																35 $																		1 $	32 $	22 $				45 $	7 $	18 $				76 $									47 $	2 $	285 $			(33) $	278 $	530 $
			Immobilisations
			corporelles ...............		13 009												1 599	1 807	3 322					891		288		148					3 507									2 063			—	26 634				(988)		19 000	44 646
			Total de l’actif .............		13 821												1 836	2 067	4 031				1 027		311		270					3 868									2 322			54	29 607				(454)		21 968	51 121
			Total des emprunts ......		3 469													256	467	1 725					548		78		127					2 643									1 079		2 198	12 590				(368)		7 155	19 377
			Autres passifs ..............		3 359													177	512	1 105					187		8		40					455										164		924	6 931				(86)		3 168	10 013
			Pour le semestre clos
			le 30 juin 2021 :
			Nouvelles
			immobilisations
			corporelles ............		57													28	30	44					21		5		—					47										9		2		243				(3)		312		552
			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 le semestre clos
			le 30 juin 2020 :
			Nouvelles
			immobilisations
			corporelles1 ...........	226													15		1		8					5		1		—					24										8		1		289				(9)		178		458
			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 juin 2021

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	Informations géographiques Le tableau suivant présente les produits consolidés par type de technologie et par région géographique pour les trimestres
	et les semestres clos les 30 juin :

Trimestres clos les 30 juin						Semestres clos les 30 juin

2021							2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)
	Hydroélectricité
	Amérique du Nord ..........................................................						237 $								283 $			508 $		621 $
	Brésil ..............................................................................					46						43	102		115
	Colombie ........................................................................					213							189		440		436
		496							515	1 050	1 172
	Énergie éolienne
	Amérique du Nord ..........................................................					184							125		362		250
	Europe ............................................................................					41						46	109		112
	Brésil ..............................................................................					18						18			35		31
	Asie ................................................................................					31						27			60		49
		274							216	566	442
						159							143		282		255
	Énergie solaire ..................................................................
	Transition énergétique .....................................................					90						68	141		122
	Total ...................................................................................						1 019 $							942 $		2 039 $			1 991 $
	Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise
	en équivalence par secteur géographique :
					30 juin 2021 31 décembre 2020
	(EN MILLIONS)
	États-Unis ...........................................................................................................				23 986 $	22 955 $
	Colombie ............................................................................................................				7 529				8 150
	Canada ................................................................................................................				4 912				4 880
	Brésil...................................................................................................................				3 563				3 308
	Europe.................................................................................................................				4 790				5 417
	Asie .....................................................................................................................				845				851
					45 625 $	45 561 $

	7. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Pour le semestre clos le 30 juin 2021, le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à (38) % (26 % 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.


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

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

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

Ajouts ........................................................................	190				142			206		14			552
Acquisitions par voie de regroupements

d’entreprises ...........................................................	—				1 595			756		—	2 351

Cession d’actifs ..........................................................	—				(551)			—		—	(551)

Transferts vers les actifs détenus en vue de la vente ..	—				(759)			—		—	(759)
Éléments comptabilisés par le biais des autres

éléments du résultat global

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

Écart de conversion ..................................................	(485)				21			(73)			4	(533)

Éléments comptabilisés par le biais du résultat net

Charge d’amortissement ...........................................	(274)				(297)			(171)		(5)	(747)
		27 849 $
Au 30 juin 20213 ........................................................			8 904 $				7 730 $	163 $	44 646 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
2)	Comprend des actifs en construction de 284 millions $ (212 millions $ en 2020) du secteur hydroélectricité, de 253 millions $
(213 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 410 millions $ (172 millions $ en 2020) du secteur énergie solaire et de
6 millions $ (1 million $ en 2020) du secteur divers.
3)	Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation non assujettis à la réévaluation de 73 millions $ (74 millions $ en 2020) du secteur
hydroélectricité, de 174 millions $ (185 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 188 millions $ (152 millions $ en 2020) du
secteur énergie solaire et de 2 millions $ (3 millions $ en 2020) du secteur divers.

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

				Page 76


9. EMPRUNTS Emprunts de la société mère Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux :
					30 juin 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 ...........	s. o.				5	— $	— $				s. o.		4	— $	— $

Papier commercial .........	s. o.				s. o.	—	—				0,4	<1	3						3
Billets à moyen terme :

Série 4 (150 $ CA) .......	5,8				15	121	156				5,8	16	118	160

Série 9 (400 $ CA) .......	3,8				4	323	348				3,8		4	314	348

Série 10 (500 $ CA) .....	3,6				6	403	438				3,6		6	392	441

Série 11 (475 $ CA) .....	4,3				8	383	436				4,3		8	373	442

Série 12 (475 $ CA) .....	3,4				9	383	413				3,4		9	373	420

Série 13 (300 $ CA) .....	4,3				28	242	274				4,3	29	236	287

Série 14 (425 $ CA) ....	3,3				29	343	329				3,3	30	334	347
										2 198					2 140 2 445
	3,9				13	2 394							3,9	14
Total des emprunts de la société mère ..................		2 198 2 394 $						2 143 2 448 $
Ajouter : primes non amorties1 .............................			3										3
Déduire : coûts de financement non amortis1 .......			(10)										(11)
Déduire : tranche courante ....................................			—										(3)
													2 191 $					2 132 $
1)	Les primes non amorties et les coûts de financement non amortis sont amortis sur la durée des emprunts.
Facilités de crédit Au 30 juin 2021, aucun papier commercial d’Énergie Brookfield n’était en circulation (3 millions $ en 2020). Nos facilités
de crédit de la société mère totalisant 1 975 millions $ complètent notre programme de papier commercial. Au premier trimestre de 2021, Énergie Brookfield a prolongé de deux ans, jusqu’en juin 2026, les facilités de crédit de la
société mère liées au développement durable 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 18, « 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 juin	31 décembre

								2021	2020
(EN MILLIONS)
Facilités de crédit autorisées de la société mère1 ......................................................................								2 375 $	2 150 $
Facilité de lettres de crédit autorisée .........................................................................................								400		400
Lettres de crédit émises ............................................................................................................								(273)		(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ..................................................								2 502 $	2 250 $
1)	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 20, « Filiales faisant appel public à l’épargne »). Finco peut
rembourser de temps à autre une partie ou la totalité des emprunts, conformément aux modalités de l’acte de fiducie. Le
solde est exigible à l’échéance et les intérêts sur les emprunts de la société mère sont payés semestriellement. Les billets à
terme à payer par Finco sont garantis sans condition par Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Energy L.P.
(« BRELP ») et certaines autres filiales.

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

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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 juin 2021, ces réformes n’avaient eu aucune incidence sur les
emprunts assortis de taux d’intérêt variables contractés par Énergie Brookfield. Le tableau suivant présente les composantes des emprunts sans recours aux :

				30 juin 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 ..............	4,9			8	7 237 $	7 801 $					4,8	9	6 989 $ 7 853 $
Énergie éolienne .............	4,2			9	4 428	4 812					4,3	10	4 324	4 785
Énergie solaire ................	3,6			11	3 907	4 328					3,6	12	3 684	4 247
Transition énergétique ....	3,1			9	1 566	1 649					3,8	11	1 009	1 106
Total ..................................	4,3			9 17 138 $ 18 590 $		4,3	10 16 006 $ 17 991 $

Ajouter : primes non amorties2 ..........................		145								63

Déduire : coûts de financement non amortis2 ....		(97)							(122)
				(1 212)
Déduire : tranche courante ................................								(1 026)
					15 974 $
							14 921 $
1)	Comprennent un montant de 43 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 mil iards 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.

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

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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. 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.
10. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE Les participations ne donnant pas le contrôle d’Énergie Brookfield se répartissaient comme suit aux :
			30 juin	31 décembre

(EN MILLIONS)			2021	2020
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales

en exploitation .......................................................................................................................					11 644 $	11 100 $

Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield ...			50	56
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société

de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield .............................			2 439	2 721

Actions échangeables de BEPC .................................................................................................			2 159	2 408

Actions privilégiées ...................................................................................................................			624	609

Billets subordonnés perpétuels ..................................................................................................			340	—
					17 256 $	16 894 $


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 juin 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 ........................................		2	62			(19)	23						8	11		83	—		36	206
			Autres éléments du résultat global .....		(79)	29			(90)	—						16	—		(230)	(1)		10	(345)
			Apports en capital ..............................		—	4			—	862						—	—		—	—		179	1 045
			Cessions .............................................		—	(214)			—	—						—	—		—	—		—	(214)
			Distributions ......................................		(4)	(5)			(118)	(101)			(19)				(4)		(121)	(1)		(7)	(380)
			Divers ................................................		—	11			(7)	—			206				—						1	—		21	232
			Au 30 juin 2021 .................................	921 $	1 881 $			3 389 $	1 194 $			838 $				104 $		2 384 $	12 $		921 $	11 644 $
			Participations détenues par des tiers ...	75 %-80 %		43 %-60 %			23 %-71 %	75 %						50 %	25 %			53 %					0,3 %				20 %-50 %


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	30 juin 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 juin 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 40 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2021 (respectivement 15 millions $ et
31 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 le
semestre clos le 30 juin 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé respectivement 6 033 et
9 642 actions échangeables de BEPC contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur de
moins de 1 million $. 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 juin 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), 172 209 771 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. 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. 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 n’a été rachetée au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 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 juin 2021

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	Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions pour les trimestres et les semestres clos les 30 juin :
		Trimestres clos les 30 juin							Semestres clos les 30 juin
2021								2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)
	Participation de commandité dans une filiale société de

	portefeuil e détenue par Brookfield ...........................			1 $			2 $		2 $	3 $

	Distributions incitatives .................................................	20						15			40	31

21							17		42	34
	Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
	résultat net dans une filiale société de portefeuille –
	parts rachetables/échangeables détenues par

	Brookfield ..................................................................	58						70			117	142

	Actions échangeables de BEPC détenues par :
				14										26
	Brookfield ...................................................................						—			—
				38										78
	Porteurs d’actions externes .........................................						—			—

	Total des actions échangeables de BEPC ........................	52						—		104			—
				131 $						87 $		263 $			176 $

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

						des					les 30 juin				Valeur comptable au
		distributions	Date de
											Actions en	cumulatifs	rachat la plus					30 juin	31 décembre
	(EN MILLIONS, SAUF
											circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)						2021	2020	2021	2020
												...
	Série 1 (136 $ CA)	6,85				3,1 Avril 2025				2 $					2 $		138 $	134 $
											..					Avril 2025
	Série 2 (113 $ CA)1	3,11				2,7	2				2	62							62
												...
	Série 3 (249 $ CA)	9,96				4,4 Juillet 2024	4				4	200							195
												...					Avril 2018
	Série 5 (103 $ CA)	4,11				5,0	2				2	83							81
												...
	Série 6 (175 $ CA)	7,00				5,0 Juillet 2018	3				3	141							137

		31,03		13 $				13 $		624 $	609 $
	1)	Le taux de dividende correspond à la distribution annualisée fondée sur le taux variable trimestriel le plus récent.
	Les actions privilégiées de catégorie A n’ont pas de date d’échéance fixe et ne peuvent être rachetées au gré des porteurs.
	Au 30 juin 2021, aucune des actions privilégiées de catégorie A, série 5 et série 6 n’avait été rachetée par Actions
	privilégiées ERB. Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2021, la Bourse de Toronto a accepté 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 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, 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 du semestre clos le 30 juin 2021, Énergie
	Brookfield n’avait racheté aucune action.


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

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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. Énergie Brookfield a versé des intérêts de 3 millions $ engagés sur les billets subordonnés
perpétuels au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2021. Les intérêts payés sur les billets
subordonnés perpétuels sont présentés à titre de distributions dans l’état consolidé des variations des capitaux propres. Au
30 juin 2021, la valeur comptable des billets subordonnés perpétuels était de 340 millions $ (néant en 2020), déduction
faite des coûts de transaction.
11. 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 :
					Taux de	Dividendes déclarés pour
					rendement	les semestres clos les
					des						30 juin				Valeur comptable au
					dividendes	Date de
						Actions en	cumulatifs	rachat la plus	(EN MILLIONS, SAUF							30 juin	31 décembre
						circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)						2021				2020	2021	2020
Série 5 (72 $ CA) ......	2,89				5,59 Avril 2018	2 $				1 $		49 $	49 $

Série 7 (175 $ CA) ....	7,00				5,50 Janvier 2026	4					4	128		128
					Juillet 2021
Série 9 (200 $ CA) ....	8,00				5,75	5					4	147		147
					Avril 2022
Série 11 (250 $ CA) ..	10,00				5,00	5					5	187		187
Série 13 (250 $ CA) ..	10,00				5,00 Avril 2023	5					5	196		196
Série 15 (175 $ CA) ..	7,00				5,75 Avril 2024	4					4	126		126
Série 17 (200 $).. ......	8,00				5,25 Mars 2025	4					3		195					195

	52,89		29 $				26 $		1 028 $	1 028 $
Au 30 juin 2021, aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée. Après la clôture du trimestre, 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. 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
du semestre clos le 30 juin 2021, Énergie Brookfield n’avait racheté aucune action.


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

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12. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES Capitaux propres des commanditaires Au 30 juin 2021, un total de 274 941 199 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 du semestre clos le 30 juin 2021, Énergie Brookfield a émis respectivement 51 857 et

93 667 parts de société en commandite (respectivement 45 687 et 104 454 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

4 millions $ (respectivement 2 millions $ et 3 millions $ en 2020).

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 6 033 et

9 642 actions échangeables (néant en 2020) contre un nombre équivalent de parts de société en commandite d’une valeur

de moins de 1 million $ (néant en 2020).

Au 30 juin 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 juin 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 du semestre clos le 30 juin 2021.

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

les semestres clos les 30 juin :

Trimestres clos les 30 juin

Semestres clos les 30 juin

2021

2020

2021

2020

(EN MILLIONS)

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

21 $

29 $

42 $

60 $

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

125

136

83 $

97 $

167 $

196 $

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.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

30 juin 2021

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13. PARTICIPATIONS COMPTABILISÉES SELON LA MÉTHODE DE LA MISE EN ÉQUIVALENCE Le tableau suivant présente les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence
d’Énergie Brookfield pour le semestre clos le 30 juin 2021 :
(EN MILLIONS)		30 juin 2021
Solde d’ouverture .................................................................................................................................................		971 $
Investissement ......................................................................................................................................................		53
Cessions ................................................................................................................................................................			(8)
Quote-part du résultat net .....................................................................................................................................			7
Quote-part des autres éléments du résultat global ................................................................................................			(2)
Dividendes reçus ..................................................................................................................................................		(47)
Écart de conversion et autres ................................................................................................................................			5
Solde de clôture ....................................................................................................................................................		979 $
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 %.
14. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux :
				30 juin	31 décembre
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Trésorerie ....................................................................................................................................				522 $	422 $
Dépôts à court terme ...................................................................................................................				8			9
						530 $	431 $
15. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield se présentent comme suit aux :
				30 juin		31 décembre
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Activités .....................................................................................................................................				227 $			129 $
Obligations liées au crédit ..........................................................................................................				102	119
Dépenses d’investissement et projets de développement ...........................................................				63	35
Total				392	283
Moins : non tranche courante .....................................................................................................				(87)	(75)
Tranche courante ........................................................................................................................				305 $			208 $


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

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16. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield se composaient des éléments suivants aux :
				30 juin	31 décembre
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Créances clients .........................................................................................................................						612 $	614 $
Charges payées d’avance et créances diverses ...........................................................................				169		64
Stocks ........................................................................................................................................				45		26
Impôts à recevoir .......................................................................................................................				17		15
Autres créances à court terme et actifs offerts en garantie .........................................................				282		163
Tranche courante de l’actif sur contrat .......................................................................................				49		46
						1 174 $	928 $
Énergie Brookfield reçoit essentiellement des paiements mensuels provenant des produits tirés des conventions d’achat
d’électricité facturés et n’avait pas de créances clients en souffrance à la date de clôture. Les créances aux termes des
contrats conclus avec les clients sont comprises dans les créances clients.
17. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield étaient comme suit aux :
				30 juin	31 décembre
(EN MILLIONS)				2021	2020
Créditeurs liés aux activités d’exploitation ...................................................................................				289 $	270 $
Dettes fournisseurs ........................................................................................................................				166	127
Intérêts à payer sur des emprunts ..................................................................................................				111		106
Distributions à payer aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à verser
sur les parts de société en commandite privilégiées et dividendes sur actions privilégiées1 .....				56		46
Tranche à court terme des obligations locatives ............................................................................				29		33
Divers ...........................................................................................................................................				48		43
					699 $	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.
18. ENGAGEMENTS, ÉVENTUALITÉS ET GARANTIES Engagements Dans le cours de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales sont parties à des ententes relatives à l’utilisation d’eau,
de terrains et de barrages. Les paiements prévus en vertu de ces ententes varient selon le volume d’électricité produite. Les
diverses ententes peuvent être renouvelées et se prolonger jusqu’en 2089. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, s’est engagée à investir environ 54 millions R$ (11 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 premier trimestre de 2022, 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 (41 millions $) en vue d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie solaire en
Colombie d’une puissance de 38 MW. La clôture de la transaction devrait 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 %. 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. À la clôture de la transaction qui devrait avoir lieu au troisième trimestre de 2021, sous réserve des conditions
de clôture habituelles, Énergie Brookfield devrait détenir une participation de 14 %.

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

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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). 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 du trimestre, 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 après la clôture du trimestre et a entraîné une dilution

négligeable de la participation d’Énergie Brookfield dans TerraForm Power.

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 9, « Emprunts ».

Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, a fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans

toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service de la dette, à des réserves au titre du capital, à

l’achèvement des travaux de construction et au rendement puisqu’elles se rapportent à ses participations dans Brookfield

Americas Infrastructure Fund, Brookfield Infrastructure Fund II, Brookfield Infrastructure Fund III, Brookfield

Infrastructure Fund IV et Fonds de transition mondiale de Brookfield. Les filiales d’Énergie Brookfield ont également

fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans toutefois s’y limiter, des garanties relatives à des réserves pour le service

de la dette, à des réserves au titre du capital, 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 juin

31 décembre

(EN MILLIONS)

2021

2020

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

117 $

46 $

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

982

670

1 099 $

716 $

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30 juin 2021

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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.
19. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield sont comptabilisées à la valeur d’échange. Les transactions entre
parties liées d’Énergie Brookfield se font principalement avec Brookfield Asset Management.
Brookfield Asset Management a consenti une facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée de
400 millions $, qui vient à échéance en décembre 2021, et le taux d’intérêt applicable aux montants empruntés correspond
au TIOL, majoré jusqu’à concurrence de 1,8 %. Au cours de la période considérée, aucun montant n’avait été emprunté sur
la facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée consentie par Brookfield Asset Management.
Brookfield Asset Management 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 juin 2021, des fonds totalisant 545 millions $ avaient été
déposés auprès d’Énergie Brookfield (325 millions $ en 2020). La charge d’intérêt sur la facilité de crédit renouvelable de
Brookfield Asset Management ou le dépôt pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2021 étaient de respectivement
néant et 1 million $ (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.


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

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	Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés
	intermédiaires de résultat pour les trimestres et les semestres clos les 30 juin :
		Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
2021						2020	2021	2020
	(EN MILLIONS)

	Produits
	Conventions d’achat d’électricité et conventions
	relatives aux produits ...................................................	22 $						85 $				83 $	181 $

	Coûts d’exploitation directs
	Achats d’énergie .............................................................			(2) $						— $				(4) $	— $
	Frais de commercialisation de l’énergie

	et autres services ..........................................................	(5)				(1)				(5)	(1)

	Services d’assurance1 .....................................................	—				(8)				—	(14)
				(7) $				(9) $				(9) $	(15) $

	Charge d’intérêts
	Emprunts ........................................................................			— $						— $				(1) $	(1) $
	Désactualisation du solde des contrats ............................			(4) $				(4) $				(9) $	(8) $
				(4) $				(4) $				(10) $	(9) $

	Coûts de service de gestion ...............................................	(72) $						(46) $	(153) $	(86) $
	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 sont versés directement
	aux assureurs externes. Les honoraires versés à la filiale de Brookfield Asset Management pour le trimestre et le semestre clos le
	30 juin 2020 s’établissaient à moins de 1 million $.

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

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20. FILIALES FAISANT APPEL PUBLIC À L’ÉPARGNE Les tableaux suivants présentent les informations financières résumées consolidées relatives à Énergie Brookfield, Actions
privilégiées ERB et Finco :
			Entités de
		Actions	soutien au						Ajustements	Énergie
						Énergie	privilégiées	crédit des					Autres	de consoli-	Brookfield

(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB	Finco				filiales2					filiales1, 3		dation4	(consolidé)
Au 30 juin 2021
Actifs courants . ... ... ... ... .... ..					46 $	427 $ 2 228 $	586 $					3 507 $		(3 805) $	2 989 $
Actifs non courants . ... ... ... ...						4 482		263		5				29 588				47 754		(33 960)	48 132
Passifs courants . ... ... ... ... ....					42		7	39					6 975				3 268		(6 847)	3 484
Passifs non courants . ... ... ... ..					—		—	2 191					114				23 603			(2)	25 906
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation . ... ... ... ... ...					—		—	—								—	11 644			—	11 644
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuil e –
parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield . ... ... ... .... ..					—		—	—					2 439					—		—	2 439
Actions échangeables de BEPC
. ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ...					—		—	—								—	2 159			—	2 159
Actions privilégiées. ... ... ... ...					—		624	—								—		—		—		624
Billets subordonnés perpétuels .					—		—	—					340					—		—		340
Capitaux propres des
commanditaires détenant
des parts privilégiées . ... ... .						1 028	—	—				1 039					—		(1 039)	1 028
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., col ectivement 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 juin 2021

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

(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB	Finco				filiales		filiales1, 2		consolidation3	consolidé

Trimestre clos le 30 juin 2021
Produits ................................					— $	— $	— $						— $ 1 019 $			— $ 1 019 $
Résultat net ..........................									(20)	—	(4)				(262)			331		65	110
Trimestre clos le 30 juin 2020
Produits .................................					— $	— $	— $						— $	942 $			— $	942 $
Résultat net ............................									(19)	—	1							28	346		(366)	(10)

Semestre clos le 30 juin 2021
Produits ................................					— $	—	$	— $						— $ 2 039 $			— $ 2 039 $
Résultat net ..........................									(72)	—	(5)				(574)			467		239		55
Semestre clos le 30 juin 2020
Produits .................................					— $	— $	— $						— $ 1 991 $			— $	1 991 $
Résultat net ............................					(5)	—	1			(35)			655			(537)	79
1)	Comprend les participations dans les filiales comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.
2)	Comprennent des filiales d’Énergie Brookfield autres qu’Actions privilégiées ERB, Finco et les entités de soutien au crédit des filiales.
3)	Comprennent l’élimination des transactions et soldes intersociétés nécessaires afin de présenter Énergie Brookfield sur une base consolidée.
Se reporter à la note 9, « Emprunts », pour plus de détails concernant les emprunts à moyen terme consentis par Finco. Se
reporter à la note 10, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées
de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB.
21. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a annoncé la conclusion d’une entente entre Brookfield et Trane
Technologies, société d’innovation climatique mondiale, dans le cadre de laquelle les deux sociétés collaboreront dans le
but d’offrir à l’échelle de l’Amérique du Nord des services de décarbonation aux clients commerciaux et industriels ainsi
qu’à ceux du secteur public, tout en tirant parti des activités de production décentralisée d’Énergie Brookfield. Après la clôture du trimestre, Brookfield a conclu une entente stratégique de collaboration avec Amazon pour développer
de nouveaux projets d’énergie renouvelable assortis de conventions d’achat d’électricité et travailler ensemble dans le
cadre d’autres occasions liées à l’énergie verte qui pourraient se présenter en mettant à profit les capacités d’exploitation
étendues d’Énergie Brookfield afin de soutenir la construction de projets du portefeuille de projets de développement à
l’échelle mondiale d’Énergie Brookfiel d’une puissance de 31 000 MW.


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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	Scott Cutler
Bermudes	Nancy Dorn
Téléphone : 441 294-3304	David Mann
Télécopieur : 441 516-1988	Lou Maroun
https://bep.brookfield.com Dirigeants de BRP Energy Group L.P.,	Sachin Shah
	Stephen Westwel
	Patricia Zuccotti
fournisseur de services de Brookfield
Renewable Partners L.P. Connor Teskey	Symboles boursiers
	TSX : BEP.UN (parts de société en commandite)
	NYSE : BEPC (actions échangeables)
Chef de la direction	TSX : BEPC (actions échangeables)
	TSX : BEP.PR.E (parts de société en commandite
Wyatt Hartley	privilégiées, série 5)
Chef de la direction des finances Agent des transferts et agent chargé de la	TSX : BEP.PR.G (parts de société en commandite
	privilégiées, série 7)
	TSX : BEP.PR.I (parts de société en commandite
tenue des registres	privilégiées, série 9)
Société de fiducie Computershare du Canada	TSX : BEP.PR.K (parts de société en commandite
100 University Avenue	privilégiées, série 11)
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