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Published: 2021-05-10


	R A P P O R T I N T E R M É D I A I R E D U
	P R E M I E R 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
20 600 mégawatts (« MW ») et une production moyenne à long terme (« MLT ») annualisée d’environ
59 800 gigawattheures (« GWh »), auquel s’ajoute un portefeuille de projets de développement de plus de 27 000 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 portefeuil e au 31 mars 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				—
Europe5 .........................................................		—								57	1 264		2 940				—
Brésil ............................................................		—							19	457	1 950				—
Asie ...............................................................		—								9	660	1 650				—
		—								119	5 784		16 651				—

Énergie solaire – Services publics6													—					84	2 177	4 606	—

Transition énergétique
Production décentralisée7 ..............................		—		5 517	1 301		1 751				—
Accumulation et divers8 ................................		2								10	3 392		—		5 240
		2		5 527	4 693		1 751		5 240
		85		5 952	20 638		59 846		12 747
1)		La MLT est calculée en fonction de notre portefeuille au 31 mars 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 instal ations, 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 14 centrales éoliennes (263 MW) en Europe qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
6)		Comprend trois centrales d’énergie solaire (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
7)		Comprend neuf centrales à piles à combustible en Amérique du Nord (10 MW).
8)		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), une centrale de cogénération en
Amérique du Nord (105 MW) et une centrale de cogénération en Europe (124 MW).


Le tableau suivant présente la production moyenne à long terme annualisée de notre portefeuil e sur une base	consolidée
et trimestrielle au 31 mars 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
Europe3 .........................................		887	641	570		842		2 940
Brésil .............................................		371	494	606		479		1 950
Asie ...............................................		368	439	454		389		1 650
		4 262	4 361	3 785		4 243		16 651

Énergie solaire – Services publics4		966	1 337	1 400		893		4 596

Transition énergétique		346	544	530		341		1 761

Total .................................................		14 800	16 133	13 921		14 992		59 846
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 14 centrales éoliennes (263 MW) en Europe qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
4)		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 31 mars 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
Europe3 .........................................		388	289	245				359			1 281
Brésil .............................................		126	168	210				165			669
Asie ...............................................		99	118	121				104			442
		2 049	2 021	1 697				2 033			7 800

Énergie solaire – Services publics4		373	620	650				334			1 977

Transition énergétique		170	268	262				167			867

Total .................................................		7 626	8 374	6 920				7 450			30 370
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 14 centrales éoliennes (263 MW) en Europe qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
4)		Comprend trois centrales solaires (19 MW) en Asie qui ont été présentées comme actifs détenus en vue de la vente.
Énoncé concernant les énoncés prospectifs et les mesures non conformes aux IFRS
Le présent rapport intermédiaire renferme de l’information prospective, au sens prescrit par les lois américaines et canadiennes sur les valeurs
mobilières. Nous pouvons formuler de tels énoncés dans le présent rapport intermédiaire et dans d’autres documents déposés auprès de la
Securities and Exchange Commission des États-Unis (« SEC ») et des organismes de réglementation au Canada. Se reporter à la « PARTIE 9 –
Mise en garde ». Dans le présent rapport intermédiaire, nous utilisons des mesures non conformes aux IFRS. Se reporter à la « PARTIE 9 – Mise
en garde ». Le présent rapport intermédiaire, notre formulaire 20-F et de l’information supplémentaire déposés auprès de la SEC et des
organismes de réglementation au Canada sont accessibles sur notre site Web, à l’adresse ht ps:/ bep.brookfield.com, ainsi que sur le site Web de la

SEC, à l’adresse www.sec.gov, et sur le site Web de SEDAR, à l’adresse (www.sedar.com).


Lettre aux porteurs de parts .


Nous affichons de bons résultats pour le trimestre et continuons à accorder la priorité à l’acquisition
d’actifs de qualité à des prix avantageux, à l’accroissement des flux de trésorerie soutenus par nos
capacités d’exploitation et au maintien d’un solide bilan afin d’atteindre notre objectif de rendement à long
terme total de 12 % à 15 % par part pour nos investisseurs.

Les conditions sont de plus en plus favorables pour les énergies renouvelables à mesure que les
gouvernements et les entreprises autour du globe accentuent leurs efforts de décarbonation. Chaque
trimestre qui passe, les gouvernements s’engagent à atteindre des cibles plus ambitieuses de réduction
des émissions et les chefs d’entreprise adoptent des plans pour amorcer la transition de leur entreprise
vers la carboneutralité. Au cours des dernières semaines, les États-Unis, l’Union européenne, le Canada
et le Japon ont chacun annoncé leur plan visant à réduire leurs émissions de moitié d’ici 2030, tandis que
le Royaume-Uni s’engageait plutôt à une réduction de près de 80 % d’ici 2035. Il faudra des capitaux
considérables pour mettre en œuvre ces plans ainsi qu’une expertise d’exploitation pour élaborer et
mettre en place des solutions durables.

Au fil de cette évolution, les occasions de croissance devraient favoriser davantage les investisseurs
disposant d’une plateforme mondiale et de capacités de développement. Nous sommes donc bien placés
pour contribuer à l’expansion accélérée des énergies renouvelables, et notre expertise en
commercialisation de l’électricité nous permet d’approvisionner en énergie verte les entreprises de tous
les secteurs économiques. De plus, notre tail e et notre maîtrise des principales technologies d’énergies
renouvelables nous permettent d’avoir accès à un plus grand nombre d’occasions d’envergure
intéressantes pour aider les entreprises à délaisser les sources de production existantes et à amorcer la
transition vers des sources plus écologiques à mesure que les services publics et les producteurs
d’électricité entament un processus de décarbonation pour les décennies à venir. À long terme, nous
demeurons déterminés à participer à la croissance des énergies éolienne et solaire tout en répondant à
la demande accrue de solutions de décarbonation et de transition énergétique.

Ce trimestre, nous avons notamment :

•				dégagé des fonds provenant des activités de 242 millions $, ou 0,38 $ par part, soit une
				augmentation de 21 % par part sur une base normalisée par rapport à la période correspondante
				de l’exercice précédent;
•				poursuivi la construction d’actifs d’environ 6 000 mégawatts, obtenu des permis pour des projets
				au stade avancé et ajouté près de 4 500 mégawatts à notre portefeuil e de projets de
				développement;
•				investi ou convenu d’investir des capitaux propres de 1,6 milliard $ (montant net de près de
				410 mil ions $ pour Énergie Brookfield) dans diverses transactions aux États-Unis, en Europe et
				en Inde, y compris des projets éoliens terrestres et en mer, des projets solaires commerciaux
				ainsi que des actifs de production décentralisée;
•				émis des bil ets subordonnés perpétuels verts d’une valeur de 350 millions $ à un taux fixe de
				4,625 %. Notre bilan demeure robuste grce à des liquidités disponibles atteignant près de
				3,4 milliards $ et au fait qu’aucune dette importante ne vient à échéance à très court terme;
•				mobilisé plus de 850 millions $ (montant net d’environ 410 millions $ pour Énergie Brookfield)
				tirés des mesures de recyclage d’actifs, dont la vente de portefeuil es éoliens terrestres arrivés à
				maturité en Irlande et aux États-Unis à des valeurs attrayantes qui a représenté un rendement
				d’environ le double de notre capital investi.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Le point sur les initiatives de croissance

Alors que les occasions d’investir dans les énergies renouvelables et la décarbonation se multiplient,
nous maintenons une approche axée sur la valeur pour accroître nos activités. Nous demeurons
concentrés sur des occasions arrimées à nos forces en dégageant de la valeur de nos investissements,
en tirant avantage de nos capacités d’exploitation pour accroître les flux de trésorerie et en déployant des
capitaux supplémentaires assortis de rendements attrayants qui contribueront à faire croître nos activités
au fil du temps. C’est selon cette démarche que nous avons réalisé dernièrement un certain nombre de
transactions.

Au cours des dernières années, nous avons observé le secteur de l’énergie éolienne en mer, sans
toutefois y investir. Notre confiance en cette technologie s’est btie au fil de son développement et en
raison de sa maturité. Nous avons conclu notre premier investissement dans ce secteur ce trimestre, en
faisant l’acquisition d’un portefeuil e de projets visant la construction, au cours des prochaines années,
d’actifs totalisant 3 gigawatts adossés à des contrats attrayants. Après un premier investissement en
2017, nous poursuivons l’expansion de nos activités en Inde, l’un des marchés d’énergie renouvelable les
plus importants au monde et celui qui connaît la plus forte croissance. En raison de la croissance de nos
capacités dans cette région du monde, nous avons désormais régulièrement accès à des occasions qui
nous permettent d’agrandir progressivement notre plateforme selon des rendements intéressants.

Dernièrement, nous avons conclu ou clôturé les transactions suivantes :

•				Shepherds Flat – parc éolien en Oregon de 845 mégawatts qui présente l’une des plus grandes
				occasions de rééquipement au monde. Une fois réalisée, nous nous attendons à une
				augmentation d’environ 25 % de la production totale. Les activités de rééquipement avancent
				bien et nous continuons à btir le portefeuil e de projets de développement de 400 mégawatts qui
				faisait partie de la transaction.
•				Participation dans Polenergia – entreprise d’énergie renouvelable d’envergure en Europe
				comportant une participation dans un portefeuil e de projets de développement éoliens en mer de
				3 gigawatts. Nous croyons que Polenergia offre d’énormes perspectives de croissance et que
				nous sommes bien placés pour soutenir ses activités à titre de partenaire d’exploitation et bail eur
				de fonds.
•				Exelon Distributed Generation (DG) – entreprise de production décentralisée d’une capacité
				d’exploitation de 360 mégawatts, présentant une capacité en développement additionnelle de
				plus de 700 mégawatts. Nous détenons dorénavant l’un des chefs de file de la production
				décentralisée aux États-Unis, comptant des capacités étendues en matière d’exploitation, de
				développement et de création, et un portefeuil e d’une puissance de près de 2 000 mégawatts qui
				dégage des flux de trésorerie contractuels de qualité supérieure provenant de régions et de
				clients diversifiés.
•				Projet d’énergie solaire en Inde – grce à une relation établie lors de l’acquisition d’un portefeuil e
				de prêts d’une société financière non bancaire à la fin de 2020, nous avons conclu une entente
				qui nous confère le droit de faire l’acquisition d’un projet d’énergie solaire prêt pour la
				construction de 450 mégawatts d’un des plus grands promoteurs en Inde. Le projet devrait être
				mis en service d’ici la fin de l’année et est assorti de conventions d’achat d’électricité d’une durée
				de 25 ans conclues avec une société d’État de services publics de qualité supérieure. Nous
				devrions investir des capitaux propres de 70 millions $ (montant net de 20 mil ions $ pour Énergie
				Brookfield) dans ce projet et ciblons des rendements de plus de 20 %.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Conclusion de contrats

Nous pensons que, à l’avenir, la tendance mondiale à la décarbonation va continuer de s’accélérer pour
s’étendre à tous les secteurs, ce qui favorisera le recours à ces technologies renouvelables,
l’électrification des industries et des transports et le remplacement des processus à forte intensité
carbonique par des méthodes de production plus écologiques. La très forte demande d’électricité verte a
changé la dynamique de l’industrie à l’avantage des entreprises offrant des solutions qui se démarquent
et ont la capacité de répondre aux besoins continuels de grande quantité d’électricité verte ou en fonction
du profil de consommation unique des clients.

Notre diversité de secteurs régionaux et technologiques, y compris la charge de base de production
d’hydroélectricité sur commande, nous positionne bien pour tirer parti de cette tendance. De plus, notre
grande expérience dans la négociation de contrats nous permet d’acquérir, à des rendements attrayants
et sans trop de concurrence, des projets qui ne sont pas entièrement visés par contrat et de les
développer. Nous tirons parti de nos capacités contractantes à l’échel e mondiale pour passer des
contrats à long terme avec des contreparties de première qualité, ce qui accroît les produits futurs d’un
projet, en atténue les risques et permet de dégager des rendements intéressants sur notre capital tout en
assurant une solide protection. Nous y voyons donc une occasion pour accélérer les travaux de notre
portefeuil e de projets de développement totalisant 27 000 mégawatts.

Grce à nos relations étroites avec nos clients, nous produisons sur commande de l’énergie propre pour
plus de 700 clients solvables à l’échel e mondiale. Au cours du dernier trimestre, nous avons conclu
29 conventions visant la production d’environ 2 300 GWh d’énergie renouvelable avec des acheteurs
provenant des principales industries, dont certains sont parmi les plus importantes contreparties au
monde au chapitre de la capitalisation boursière.

Voici quelques faits sail ants survenus au cours des derniers mois :

•				Technologie – nous tirons parti de notre plateforme mondiale et de nos relations avec de grandes
				sociétés technologiques internationales, grce auxquelles nous avons conclu une entente pour
				soutenir le développement d’actifs d’énergie solaire totalisant près de 100 mégawatts dans le
				nord-est des États-Unis.
•				Secteur industriel et manufacturier – nous avons conclu des conventions visant à fournir de
				l’électricité verte à des chefs de file du secteur industriel et manufacturier, y compris une solution
				personnalisée pour un important fabricant américain qui permet de regrouper une convention
				d’achat d’électricité à long terme portant sur un projet nouvellement construit avec une
				convention de vente au détail carboneutre.
•				Énergie – nous avons conclu des conventions visant à fournir de l’électricité verte à plusieurs
				acteurs internationaux dans le secteur de l’énergie, y compris des multinationales ainsi qu’une
				société du secteur de l’hydrogène dans le cadre de son projet de centrale de production
				d’hydrogène écologique d’envergure industriel e, une première en Amérique du Nord.
•				Services publics – nous avons conclu des conventions d’achat d’électricité visant à
				approvisionner en énergie décarbonée des services publics du monde entier, notamment en
				Espagne pour soutenir la construction d’une centrale solaire de 150 mégawatts.
•				Immobilier – nous avons conclu une convention d’énergie avec JPMorgan Chase visant à
				approvisionner en électricité renouvelable propre plus de 500 de ses activités immobilières dans
				l’État de New York à partir de nos centrales hydroélectriques situées dans cet État.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Résultats d’exploitation

Au premier trimestre, nous avons dégagé des fonds provenant des activités de 242 mil ions $, ou 0,38 $
par part, traduisant un rendement solide, nos activités ayant tiré parti de la grande disponibilité des actifs
ainsi que des initiatives de croissance et d’efficacité. Sur une base normalisée, notre résultat par part a
augmenté de 21 % par rapport à celui du trimestre correspondant de l’exercice précédent.

Grce à notre portefeuil e d’actifs en exploitation de plus en plus diversifié, au risque de concentration
des contreparties limité et au profil de conventions à long terme, nos flux de trésorerie demeurent solides.
La production du trimestre a été légèrement inférieure à la moyenne à long terme, surtout en raison du
temps plus sec dans l’État de New York, mais comme nous nous attendons à ce genre de variabilité,
nous gérons nos activités sur un horizon à long terme. En outre, nous poursuivons activement la
diversification de nos activités, ce qui permet d’atténuer de plus en plus le risque d’exposition à une seule
ressource ou contrepartie ou à un seul marché et décroît la variabilité au fil du temps.

Au cours du trimestre, les fonds provenant des activités générés par notre secteur hydroélectricité se
sont établis à 170 mil ions $. Dans l’ensemble de ce portefeuil e, nous continuons à nous concentrer sur
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.

Nos secteurs énergie éolienne et énergie solaire ont dégagé des fonds provenant des activités totalisant
158 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. Les conditions hivernales ont été très rigoureuses au cours du trimestre, tout particulièrement
au Texas. Ces conditions n’ont toutefois pas eu d’incidence importante sur nos résultats financiers, nos
capacités d’exploitation et de commercialisation de l’électricité ayant bien atténué le risque. Nous
sommes fiers du travail accompli par nos équipes en ces temps dif iciles, assurant à la fois la sécurité des
employés et le maintien de nos activités.

Pour le trimestre, les fonds provenant des activités de notre secteur transition énergétique se sont élevés
à 33 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 3,4 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.

Nous avons continué à tirer parti du contexte de faibles taux d’intérêt pour réaliser des financements de
première qualité totalisant 3,1 mil iards $, y compris l’émission de titres subordonnés perpétuels verts
d’un montant en capital de 350 mil ions $ portant intérêt à un taux fixe de 4,625 %. Ces titres sont
comptabilisés et évalués de la même façon que nos parts de société en commandite.

Par ail eurs, nous poursuivons la mise en œuvre de notre stratégie de recyclage des capitaux en vendant
des actifs secondaires ou sans risque arrivés à maturité à des acheteurs dont le coût du capital est plus
bas, pour réinvestir le produit de la vente dans des occasions à rendement plus élevé. Le produit tiré de
ces transactions sera affecté au financement d’occasions de croissance mises en œuvre au cours du
trimestre ainsi qu’à la croissance future de notre solide portefeuil e.



Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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En avril, nous avons convenu de vendre les derniers actifs en exploitation et développement de notre
portefeuil e en Irlande de 360 mégawatts, ainsi que des actifs éoliens en Écosse prêts à construire
totalisant environ 270 mégawatts, pour une contrepartie totale d’environ 450 millions $ (montant net
d’environ 250 millions $ pour Énergie Brookfield). Nous avons pénétré le marché européen des énergies
renouvelables en 2014 avec l’acquisition du portefeuil e irlandais d’énergie éolienne de Bord Gáis auprès
d’une société d’État de services publics dont la capacité éolienne en exploitation s’élevait à environ
300 mégawatts. Depuis que nous en sommes propriétaires, nous avons fait croître la capacité du
portefeuil e à plus de 700 mégawatts en mettant en service les actifs en développement, et avons étendu
le portefeuil e d’actifs en développement à environ 1 000 mégawatts. Conformément à notre stratégie de
pénétration de nouveaux marchés, nous avons utilisé cet investissement comme tremplin pour faire
croître nos activités partout en Europe, en faisant notamment l’acquisition en Écosse, en 2015, d’un
portefeuil e d’actifs en développement.

Nous avons aujourd’hui élargi nos capacités en Europe, pour devenir une plateforme entièrement
intégrée, affichant des capacités contractantes, d’exploitation et de croissance d’envergure auprès
d’entreprises. À la clôture de la transaction, nous compterons plus de 300 employés dans la région ainsi
que des actifs en exploitation et en développement de plus de 10 000 mégawatts. Dans le cadre de cette
transaction, nous avons vendu notre premier investissement en Irlande composé d’actifs en exploitation
de 375 mégawatts. Au total, nous avons atteint un rendement annuel composé de plus de 15 % sur cet
investissement. La clôture de ces transactions devrait se faire au deuxième trimestre, sous réserve des
conditions de clôture habituelles.

Nous avons également passé une entente visant la vente d’actifs éoliens de 390 mégawatts situés
principalement en Californie, d’une valeur d’environ 370 millions $ (montant net d’environ 160 millions $
pour Énergie Brookfield), soit un rendement équivalant à plus du double du capital investi. Depuis que
nous en sommes propriétaires, les centrales sont en grande partie sans risque grce à la réalisation de
notre plan d’affaires, qui comprenait le développement de plusieurs de ces actifs, l’établissement à long
terme d’une stabilité des produits, la réduction des coûts d’exploitation et d’entretien ainsi que
l’optimisation de la structure du capital. La clôture de cette transaction devrait se faire au troisième
trimestre, sous réserve des conditions de clôture habituelles.


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 sommes convaincus que l’envergure de notre société, notre feuil e de route éprouvée et nos
capacités à l’échelle mondiale nous procurent une place de choix pour collaborer avec les
gouvernements et les entreprises du monde entier et les aider à rendre les réseaux d’électricité plus
verts. Nous croyons que nos perspectives de croissance n’ont jamais été aussi intéressantes, et nous
nous réjouissons à l’idée de pouvoir saisir de nouvel es occasions qui nous permettront de fournir les
capitaux et les solutions nécessaires pour faire avancer la décarbonation.

Comme toujours, nous sommes déterminés à atteindre nos cibles de rendement total à long terme. Au
nom du conseil d’administration et de la direction d’Énergie Brookfield, nous tenons à remercier tous nos
porteurs de parts et actionnaires pour leur soutien indéfectible.


Cordialement,
Le chef de la direction,

Connor Teskey
Le 4 mai 2021

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 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 20 600 MW largement répartie sur quatre continents, compte un

portefeuille de projets de développement d’environ 27 000 MW et table sur une production moyenne à long terme

annualisée au prorata d’approximativement 30 400 GWh. Les graphiques ci-après présentent les produits au prorata1.

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 considérés comme

l’un des enjeux les plus importants et urgents auxquels fait face l’économie mondiale, entraînant d’immenses risques pour

la prospérité économique et sociale. Par conséquent, les gouvernements et les entreprises ont adopté des plans ambitieux

visant à appuyer la transition vers une économie décarbonisée. Nous croyons que notre entreprise est bien positionnée pour

offrir des solutions favorisant les placements soutenant la décarbonation et cette transition. Grce à notre envergure et à

notre capacité mondiale en matière d’exploitation, de développement et d’investissement, nous sommes en mesure de

travailler de concert avec les gouvernements et les entreprises 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

31 mars 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. 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 à taux fixe, et seulement 4 % de notre
dette en Amérique du Nord et en Europe est exposée à la variation des taux d’intérêt. Au 31 mars 2021, les liquidités
disponibles se composaient de trésorerie et d’équivalents de trésorerie d’environ 3,4 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 27 000 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 de plus de 5 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 14 400 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	31 mars 2021

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Rapport de gestion

Trimestre clos le 31 mars 2021

Le présent rapport de gestion pour le trimestre clos le 31 mars 2021 a été préparé en date du 4 mai 2021. Sauf indication contraire, les termes

« Énergie Brookfield », « nous », « notre » et « nos » et « notre société » désignent Brookfield Renewable Partners L.P. et ses entités contrôlées.

La société mère ultime d’Énergie Brookfield est Brookfield Asset Management Inc. (« Brookfield Asset Management »). Brookfield Asset

Management et ses filiales, autres qu’Énergie Brookfield, sont appelées individuellement et collectivement « Brookfield » dans le présent rapport

de gestion. Les participations consolidées d’Énergie Brookfield comprennent les parts de société en commandite sans droit de vote cotées en Bourse (les

« parts de société en commandite ») détenues par le public et par Brookfield, les actions à droit de vote subalterne échangeables de catégorie A de

BEPC (les « actions échangeables de BEPC ») de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC ») détenues par le public et par Brookfield, les

parts de société en commandite rachetables/échangeables (les « parts de société en commandite rachetables/échangeables ») détenues dans

Brookfield Renewable Partners L.P. (« BRELP »), filiale société de portefeuille d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la participation

de commandité (la « participation de commandité ») dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de société en commandite, de

parts de société en commandite rachetables/échangeables, de la participation de commandité et d’actions échangeables de BEPC sont désignés

collectivement les « porteurs de parts », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les parts de société en commandite

rachetables/échangeables, la participation de commandité et les actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les « parts » ou par

l’expression « par part », sauf indication contraire. Les parts de société en commandite, les actions échangeables de BEPC et les parts de société

en commandite rachetables/échangeables comportent les mêmes caractéristiques économiques à tous égards. Se reporter à la « PARTIE 8 –

Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ». Les états financiers d’Énergie Brookfield ont été préparés conformément aux Normes internationales d’information financière (« IFRS »)

publiées par l’International Accounting Standards Board (l’« IASB »), selon lesquelles il faut faire des estimations et poser des hypothèses qui ont

une incidence sur les montants de l’actif et du passif et sur les informations relatives aux passifs éventuels présentés à la date des états financiers

ainsi que sur les montants des produits et des charges au cours des périodes de présentation de l’information financière. Certains chiffres comparatifs ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation de l’exercice considéré. Les symboles « $ », « $ CA », « € », « R$ », « £ » et « COP » renvoient respectivement au dol ar américain, au dollar canadien, à l’euro, au réal,

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).

Présentation du rapport de gestion

Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de

Partie 1 – Faits saillants du premier trimestre de 2021

financement (suite)

Dépenses d’investissement

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

Obligations contractuelles

supplémentaires

Informations financières supplémentaires relatives aux

Résumé des états consolidés de la situation financière

garants

Accords hors état de la situation financière

Transactions entre parties liées

Capitaux propres

Partie 6 – Principales informations trimestrielles

Sommaire des résultats trimestriels historiques

Partie 4 – Revue du rendement financier selon des

données au prorata

Partie 7 – Estimations critiques, méthodes comptables et

Résultats au prorata pour les trimestres clos les 31 mars

contrôles internes

Rapprochement des mesures non conformes aux IFRS

Partie 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure

Profil des contrats

du rendement

Partie 5 – Situation de trésorerie et sources de

Partie 9 – Mise en garde

financement

Structure du capital et liquidités disponibles

Emprunts

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31 mars 2021

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PARTIE 1 – FAITS SAILLANTS DU PREMIER TRIMESTRE
DE 2021
			Trimestres clos les 31 mars

			2021		2020

Information sur l’exploitation
Puissance (MW) ............................................................................................................................			20 638		19 272
Production totale (GWh)
Production moyenne à long terme...............................................................................................			14 099		14 151
Production réelle .........................................................................................................................			13 828		14 264

Production au prorata (GWh)
Production moyenne à long terme...............................................................................................			7 602		6 717
Production réelle .........................................................................................................................			7 375		7 164
Produits moyens ($ par MWh) ....................................................................................................			87		76

Informations financières choisies
Résultat net attribuable aux porteurs de parts ................................................................................			(133) $	20 $
Résultat de base par part de société en commandite1 .....................................................................			(0,24)	0,01
BAIIA ajusté consolidé2 ................................................................................................................			686		761
BAIIA ajusté au prorata2 ...............................................................................................................			489		391
Fonds provenant des activités2.......................................................................................................			242		217
Fonds provenant des activités par part2, 3 .......................................................................................			0,38		0,37
Distribution par part de société en commandite.............................................................................			0,30		0,29
1)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, le nombre total moyen de parts de société en commandite s’est établi à 274,8 millions
(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 clos le 31 mars 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,5 millions (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.
			31 mars	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)			2021	2020
Situation de trésorerie et sources de financement
Liquidités disponibles ..............................................................................................................						3 376 $	3 270 $
Ratio d’endettement – entreprise .............................................................................................						7 %		6 %
Ratio d’endettement – consolidé .............................................................................................						29 %	27 %
Emprunts sans recours d’Énergie Brookfield ..........................................................................						89 %	88 %
Exposition aux dettes à taux d’intérêt variables au prorata1 ....................................................						4 %		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 ............................................................................................................						3,9 %	4,0 %
1)	Compte non tenu de l’exposition aux dettes à taux d’intérêt variables de 4 % (5 % en 2020) contractées dans certaines régions autres que
l’Amérique du Nord et l’Europe en raison des coûts connexes élevés qu’entraîne la couverture dans ces régions.


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Exploitation Les fonds provenant des activités se sont établis à 242 millions $, ou 0,38 $ par part, ce qui représente une augmentation

de 3 % par rapport à la période correspondante de l’exercice précédent soutenue par :

• l’apport provenant de la croissance, principalement du fait du regroupement avec TerraForm Power; • les prix réalisés plus élevés particulièrement au Canada, au Brésil et en Colombie grce à l’indexation sur

l’inflation et à nos initiatives commerciales de négociation de contrats;

• les marges plus élevées découlant des mesures de réduction des coûts; • le tout contrebalancé en partie par la production favorable au trimestre correspondant de l’exercice précédent, qui

a été supérieure à la moyenne et concentrée dans les marchés où les prix sont élevés.

Compte tenu 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 133 millions $, ou 0,24 $ par part de société en commandite, pour le trimestre clos le

31 mars 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 29 conventions visant la production annuelle d’environ 2 300 GWh à partir d’énergie

renouvelable avec des acheteurs institutionnels exerçant leurs activités dans l’ensemble des principaux secteurs à

l’échelle mondiale.

Situation de trésorerie et sources de financement Nous avons su maintenir des liquidités importantes et un bilan solide :

• Nous avons amélioré notre situation de trésorerie, le total de nos liquidités disponibles ayant atteint

3,4 milliards $ et aucune dette importante ne venant à échéance dans les cinq prochains exercices et seulement

4 % de notre dette étant exposée à des taux variables.

• Nous avons tiré profit du contexte de faibles taux d’intérêt et obtenu des liquidités de divers leviers de

financement en réalisant des financements de première qualité d’environ 3,1 milliards $ :

◦ nous avons obtenu des financements sans recours totalisant 600 millions $ au cours du trimestre; ◦ nous avons prolongé de deux ans, soit jusqu’en juin 2026, les facilités de crédit de la société mère,

relevé leur plafond de 225 millions $ et étendu la tarification incitative à l’ensemble des facilités;

◦ après la clôture 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 %.

• Nous avons conclu, depuis le début de l’exercice, des conventions de vente qui devraient générer un produit de

plus de 850 millions $ (montant net de 410 millions $ pour Énergie Brookfield) découlant des mesures de

recyclage de capitaux, y compris la vente de portefeuilles éoliens terrestres arrivés à maturité situés en Irlande et

aux États-Unis, ce qui représente un rendement global équivalent à environ le double du capital investi.

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31 mars 2021

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Croissance et développement De concert avec nos partenaires institutionnels, nous avons conclu les acquisitions suivantes :

• une entreprise de production décentralisée regroupant des actifs en exploitation d’une puissance de 360 MW sur

près de 600 endroits et des actifs en développement d’une puissance de plus de 700 MW, accroissant nos

activités de production décentralisée de premier plan aux États-Unis;

• un portefeuille éolien en exploitation en Oregon d’une puissance de 845 MW, dont la production est entièrement

visée par contrat, qui constitue l’un des plus importants projets éoliens terrestres en Amérique du Nord et

représente l’une des plus importantes possibilités de rééquipement au monde;

• une participation de 23 % dans Polenergia, entreprise d’énergie renouvelable d’envergure en Europe comprenant

un portefeuille de projets de développement éoliens terrestres d’une puissance de 3 000 MW dans l’un des

marchés les plus attrayants au monde.

Après la clôture du trimestre, nous avons conclu une convention, avec l’un des principaux promoteurs en Inde, laquelle

nous confère le droit de faire l’acquisition d’un projet d’énergie solaire prêt pour la construction d’une puissance de

450 MW. Le projet devrait être mis en service d’ici la fin de l’exercice et est assorti de conventions d’achat d’électricité

d’une durée de 25 ans conclues avec une société d’État de services publics d’envergure. Nous envisageons d’investir des

capitaux propres de 70 millions $ (montant net de 20 millions $ pour Énergie Brookfield) dans ce projet.

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 152 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 2 740 MW. Ces projets devraient entrer en service entre 2021 et 2023 et dégager des fonds

provenant des activités annualisés totalisant environ 63 millions $.

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

					2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Production moyenne à long terme ...................................................................................................			14 099	14 151
Production réelle ..............................................................................................................................			13 828	14 264
Produits ............................................................................................................................................					1 020 $	1 049 $
Coûts d’exploitation directs .............................................................................................................				(391)		(326)
Coûts de service de gestion ..............................................................................................................				(81)		(40)
Charge d’intérêts ..............................................................................................................................				(233)		(239)
Charge d’amortissement ..................................................................................................................				(368)		(337)
Recouvrement (charge) d’impôt ......................................................................................................				17		(43)
Résultat net ......................................................................................................................................					(55) $	89 $
			Taux de change moyen de
					conversion en $ US
$ CA...............................................................................................................................................					1,27		1,34
€ .....................................................................................................................................................					0,83		0,91
R$ ..................................................................................................................................................					5,47	4,46
COP ...............................................................................................................................................					3 553	3 533
Analyse des écarts pour le trimestre clos le 31 mars 2021 Les produits totalisant 1 020 millions $ accusent une diminution de 29 millions $ par rapport à ceux de la période
correspondante de l’exercice précédent, puisque l’effet favorable de la hausse des produits réalisés moyens par MWh
attribuable à l’indexation sur l’inflation, aux initiatives de renégociation de contrats et à l’avantage tiré des cours de
marché plus élevés réalisés sur la production de nos actifs éoliens au Texas au cours de la dernière tempête hivernale, dont
l’apport s’est élevé à 52 millions $, a été plus que contrebalancé par une production défavorable, la période correspondante
de l’exercice précédent ayant connu une production supérieure à la moyenne. Les coûts d’exploitation directs totalisant 311 millions $, compte non tenu de l’incidence de la tempête hivernale survenue
au Texas, représentent une diminution de 15 millions $ par rapport à ceux de la période correspondante de l’exercice
précédent. Les mesures de réduction des coûts réalisées à l’échelle de la société et les ventes d’actifs conclues
dernièrement ont été contrebalancées en partie par les coûts supplémentaires engagés par suite des dernières centrales que
nous avons acquises et mises en service. 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 81 millions $ représentent une augmentation de 41 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 233 millions $, représente une diminution de 6 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent en raison des avantages tirés des récentes activités de refinancement qui ont réduit
nos coûts d’emprunt moyens.
La charge d’amortissement s’est chiffrée à 368 millions $, ce qui représente une hausse de 31 millions $ par rapport à celle
de la période correspondante de l’exercice précédent, entraînée par la croissance de nos activités.
La perte nette de 55 millions $, comparativement à un résultat net de 89 millions $ pour le trimestre correspondant de
l’exercice précédent, est attribuable aux éléments susmentionnés.

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PARTIE 3 – INFORMATIONS FINANCIÈRES CONSOLIDÉES
SUPPLÉMENTAIRES RÉSUMÉ DES ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE Le tableau suivant présente un sommaire des principaux postes des états consolidés de la situation financière
intermédiaires non audités aux :
			31 mars	31 décembre
			2021	2020
(EN MILLIONS)
Actifs détenus en vue de la vente ...............................................................................................					1 476 $	57 $
Actifs courants ............................................................................................................................			3 172		1 742
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence ................................			981				971
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..............................................................................			44 280		44 590
Total de l’actif ...........................................................................................................................			50 901		49 722
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente .........................................			808		14
Emprunts de la société mère .......................................................................................................			2 162		2 132
Emprunts sans recours ................................................................................................................			16 813		15 947
Passifs d’impôt différé ................................................................................................................			5 161		5 515
Total du passif et des capitaux propres ...................................................................................			50 901		49 722
			Taux de change de
			conversion en $ US
$ CA ...........................................................................................................................................			1,26				1,27
€ ..................................................................................................................................................			0,85				0,82
R$ ...............................................................................................................................................			5,70				5,20
COP ............................................................................................................................................			3 737		3 432
Actifs détenus en vue de la vente Les actifs détenus en vue de la vente se chiffraient à 1,5 milliard $ au 31 mars 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, 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 comme actifs détenus en vue de la vente.
Immobilisations corporel es Les immobilisations corporelles s’élevaient à 44,3 milliards $ au 31 mars 2021, contre 44,6 milliards $ au
31 décembre 2020. La diminution de 0,3 milliard $ s’explique principalement par l’effet de change attribuable au
raffermissement du dollar américain, ce qui a entraîné une diminution de 1,0 milliard $ des immobilisations corporelles et
de 368 millions $ de la charge d’amortissement liée aux immobilisations corporelles. Au premier trimestre, nous avons
transféré des immobilisations corporelles d’une valeur de 1,5 milliard $ dans les actifs détenus en vue de la vente liées au
portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW, au portefeuille éolien d’actifs en exploitation et de projets
de développement en Irlande d’une puissance de 656 MW et au portefeuille éolien de projets de développement en Écosse
d’une puissance de 271 MW. La diminution a été contrebalancée en partie par l’acquisition d’un portefeuille éolien d’une
puissance de 845 MW ainsi que 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, lesquelles se sont traduites par une augmentation de 2,3 milliards $ de l’ensemble des
immobilisations corporelles. Au cours de l’exercice, nos investissements continus dans le développement d’actifs de
production d’électricité et nos dépenses d’investissement de maintien ont eu pour effet d’augmenter les immobilisations
corporelles de 291 millions $.

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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 et au

Brookfield Infrastructure Debt Fund (les « fonds privés »), chacun de ces fonds étant soutenu par Brookfield et y étant lié.

Énergie Brookfield, de concert avec ses investisseurs institutionnels, a accès à du financement à court terme au moyen des

facilités de crédit des fonds privés.

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 570 millions $ avaient été placés en dépôt auprès

d’Énergie Brookfield au 31 mars 2021 (325 millions $ en 2020). La charge d’intérêts sur la facilité de crédit renouvelable

ou sur le dépôt de Brookfield Asset Management pour le trimestre clos le 31 mars 2021 s’est établie à 1 million $ (moins

de 1 million $ en 2020).

De plus, notre société a conclu de nouvelles conventions avec Brookfield et en a modifié ou résilié d’autres qui sont

décrites à la note 18, « Transactions entre parties liées », dans les états financiers intermédiaires non audités.

Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés

de résultat intermédiaires non audités pour les trimestres clos les 31 mars :

2021

2020

(EN MILLIONS)

Produits

Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits .......................................

61 $

96 $

Coûts d’exploitation directs

Achats d’énergie ...........................................................................................................................

(2) $

— $

Services d’assurance1 ....................................................................................................................

—

(6)

(2) $

(6) $

Charge d’intérêts

Emprunts ....................................................................................................................................

(1) $

Désactualisation du solde des contrats ......................................................................................

(5)

(4)

(6) $

(5) $

Coûts de service de gestion ..........................................................................................................

(81) $

(40) $

Les honoraires liés aux services d’assurance étaient versés à une filiale de Brookfield Asset Management, laquel e 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 clos le 31 mars 2020 se sont établis

à néant.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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CAPITAUX PROPRES Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue par Brookfield Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP, a le droit de recevoir des

distributions régulières, en plus d’une distribution incitative fondée sur le montant par lequel les distributions trimestrielles

sur les parts de société en commandite dépassent les niveaux cibles. Au 31 mars 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 20 millions $ ont été déclarées au cours du trimestre clos le 31 mars 2021 (16 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 31 mars 2021,

aucune des actions privilégiées de catégorie A n’avait été rachetée par Actions privilégiées ERB.

En juillet 2020, 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 2021 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.

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 31 mars 2021, aucune des

parts privilégiées n’avait été rachetée par Énergie Brookfield.

En juillet 2020, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Énergie Brookfield lui signifiant son intention de

renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite

privilégiées en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2021, 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 de BEPC Au 31 mars 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 clos le 31 mars 2021, Énergie Brookfield a émis 41 810 parts de société en commandite

(58 767 parts de société en commandite en 2020) dans le cadre du programme de réinvestissement des distributions, pour

une valeur totale de 2 millions $ (1 million $ en 2020).

Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 609 actions

échangeables de BEPC contre des 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 clos les 31 mars 2021 et 2020.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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				PARTIE 4 – REVUE DU RENDEMENT FINANCIER SELON DES DONNÉES AU
				PRORATA INFORMATIONS SECTORIELLES Les informations sectorielles sont préparées de la même façon que celles utilisées par le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement,
				« le principal décideur opérationnel ») d’Énergie Brookfield pour gérer l’entreprise, évaluer les résultats financiers et prendre les principales décisions au chapitre de
				l’exploitation. Pour de plus amples informations sur les secteurs et une explication sur le calcul et la pertinence des informations au prorata, se reporter à la « PARTIE 8 –
				Présentation aux parties prenantes et mesure du rendement ».
				RÉSULTATS AU PRORATA POUR LES TRIMESTRES CLOS LES 31 MARS Le tableau suivant présente les données sur la production et un résumé des données financières
		au prorata pour les trimestres clos les 31 mars :

					(GWh)					(EN MILLIONS)
								Fonds provenant
					Production MLT
						Production réelle	Produits		BAIIA ajusté	des activités		Résultat net
						2021			2020		2021	2020					2021	2020								2021	2020			2021	2020		2021	2020
				Hydroélectricité
													............... 3 128 3 722 3 233 3 233 205 $ 265 $ 141 $ 197 $ 104 $ 155 $
				Amérique du Nord	4 $													75 $
				Brésil										............................... 1 152	1 227		988	988				52	61							48	47					39	41		23	25
														..........................
				Colombie		833			709		806	798				55	60								35	36			27	25		22	23
						5 113			5 658		5 027	5 019				312	386								224	280			170	221		49	123
				Énergie éolienne
				Amérique du Nord .....................		1 107			831		1 435	944				122	60								81	48			62	30		(24)	(10)
				Europe .......................................		371			221		380	253				43	22								67	13			60	10		10	(11)
				Brésil .........................................		126			68		126	126				7		4								4		3			2		1		(2)	(4)
				Asie ...........................................		112			90		100	100				7		6								6		5			4		3		1	(1)
						1 716			1 210		2 041	1 423				179	92								158	69			128	44		(15)	(26)
													.....................
				Énergie solaire		327			183		364	214				77	34								59	24			30		8		(22)	(18)
				Transition énergétique1	..........						219					113		170	61				70	33							46	21					33	17		7	13
														..........................
				Siège social		—			—											—	—					—	—							2	(3)					(119)	(73)	(152)	(72)
				Total ............................................. 7 375					7 164		7 602	6 717																		638 $	545 $									489 $	391 $			242 $	217 $	(133) $	20 $
				1)		La production réel e comprend 72 GWh (56 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 instal ations, se reporter à la « PARTIE 8 – Présentation aux parties prenantes et mesure du
				rendement ».

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ACTIVITÉS DE PRODUCTION HYDROÉLECTRIQUE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production hydroélectrique pour les trimestres clos les
31 mars :
							2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
								...................................................................................
Production (GWh) – MLT							5 027	5 019
	..................................................................................						5 113
Production (GWh) – réelle			5 658
Produits									.........................................................................................................	312 $	386 $
										................................................................................................
Autres produits							13		6
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................						(101)		(112)
									...................................................................................................
BAIIA ajusté							224		280
Charge d’intérêts										..............................................................................................	(49)		(50)
										.................................................................................................
Impôt exigible							(5)		(9)
Fonds provenant des activités	...............................................................................						170 $	221 $
								.....................................................................................
Charge d’amortissement							(85)		(84)
Impôt différé et autres								........................................................................................	(36)		(14)
									....................................................................................................
Résultat net							49 $	123 $
Le tableau suivant présente les résultats au prorata par secteur géographique des activités de production hydroélectrique
pour les trimestres clos les 31 mars :
	Production réelle				Produits moyens						Fonds provenant
	(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
									................. 2 497 3 064 61 $ 70 $ 98 $ 158 $ 73 $ 129 $
États-Unis			5 $	67 $
Canada									..................... 631	658		84				75	43									39	31	26	(1)	8
	3 128				3 722	66					71	141								197	104	155	4	75
Brésil									........................ 1 152 1 227	45				50	48									47	39	41	23	25
									.................... 833
Colombie					709	66					84	35								36	27	25	22	23
Total									......................... 5 113 5 658 61 $ 68 $ 224 $ 280 $ 170 $ 221 $ 49 $ 123 $
Amérique du Nord Les fonds provenant de nos activités en Amérique du Nord se sont fixés à 104 millions $, comparativement à
155 millions $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, la grande disponibilité des actifs et la hausse des
produits moyens par MWh au Canada découlant de l’avantage tiré de l’indexation sur l’inflation ayant été plus que
contrebalancées par la production supérieure à la moyenne pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, qui a
été de 15 % supérieure à la moyenne à long terme surtout dans les marchés où les prix sont élevés.
Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a diminué de 71 millions $ par rapport à celui de la période correspondante
de l’exercice précédent, surtout du fait de la diminution des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus.
Brésil Les fonds provenant de nos activités au Brésil se sont élevés à 39 millions $, contre 41 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent. En monnaie locale, les fonds provenant des activités ont augmenté de 17 % en
regard de ceux du trimestre correspondant de l’exercice précédent, principalement grce aux mesures de réduction des
coûts et à la hausse des produits moyens par MWh, favorisés par l’indexation sur l’inflation et les initiatives de
renégociation de contrats, qui ont été contrebalancées en partie par une production à long terme supérieure à la moyenne,
mais inférieure à celle du trimestre correspondant de l’exercice précédent. Cette augmentation a été plus que
contrebalancée par la dépréciation du réal par rapport au dollar américain.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a diminué de 2 millions $ en regard de celui de la période correspondante
de l’exercice précédent en raison de la diminution des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus.
Colombie Les fonds provenant des activités en Colombie se sont fixés à 27 millions $, en regard de 25 millions $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent en raison de la croissance et des mesures de réduction des coûts, ainsi que de la
hausse de la production de 3 % supérieure à la moyenne à long terme; le tout a été contrebalancé 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 atténuée par des prix du marché moins avantageux réalisés sur notre production non contractuelle par
rapport à ceux du trimestre correspondant de l’exercice précédent, qui a connu des prix du marché exceptionnellement
élevés en raison des faibles conditions hydrologiques inhabituelles pour la saison à l’échelle du réseau (69 % de la
moyenne à long terme).
Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a été comparable à celui de la période correspondante de l’exercice
précédent.
ACTIVITÉS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE ÉOLIENNE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production d’énergie éolienne pour les trimestres clos
les 31 mars :
									2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
Production (GWh) – MLT							...................................................................................		2 041		1 423
	..................................................................................
Production (GWh) – réelle									1 716		1 210
Produits								.........................................................................................................	179 $	92 $
								................................................................................................
Autres produits						43		2
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................								(64)		(25)
								...................................................................................................
BAIIA ajusté									158									69
Charge d’intérêts											..............................................................................................	(29)		(25)
								.................................................................................................
Impôt exigible						(1)									—
Fonds provenant des activités	...............................................................................								128									44
							.....................................................................................
Charge d’amortissement									(87)		(61)
Impôt différé et autres							........................................................................................		(56)		(9)
								....................................................................................................
Résultat net									(15) $	(26) $
Le tableau suivant présente les résultats au prorata, par secteur géographique, des activités de production d’énergie
éolienne pour les trimestres clos les 31 mars :
	Production réelle			Produits moyens								Fonds provenant
	(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
								................ 775
États-Unis1				492 117 $ 60 $ 55 $ 20 $ 42 $ 10 $ (22) $ (16) $
Canada								..................... 332	339	93					89	26												28	20	20	(2)			6
	1 107			831 110	72	81												48	62	30	(24)								(10)
Europe								....................... 371	221 116 100	67												13	60	10	10							(11)
								........................ 126
Brésil				68	56					64	4												3	2	1	(2)							(4)
Asie								.......................... 112	90	63					68	6												5	4	3	1			(1)
								......................... 1 716	104 $ 76 $ 158 $ 69 $ 128 $ 44 $ (15) $ (26) $
Total														1 210
1)		Les produits moyens par MWh ajustés pour exclure l’incidence du phénomène météorologique survenu au Texas en février 2021 se sont
chiffrés à 74 $ par MWh.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Amérique du Nord Les fonds provenant des activités en Amérique du Nord se sont fixés à 62 millions $, par rapport à 30 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, ce qui s’explique principalement par la croissance découlant de notre
participation accrue dans TerraForm Power et de l’acquisition d’un portefeuille éolien en exploitation aux États-Unis d’une
puissance de 845 MW, dont la production est entièrement visée par contrat, déduction faite des ventes d’actifs
(11 millions $ et 410 GWh). Sur une base comparable, le portefeuille a tiré avantage de la hausse des produits moyens par
MWh en raison de la composition des moyens de production et des activités de couverture et commerciales positives,
contrebalancées en partie par des ressources moins favorables.
La perte nette attribuable aux porteurs de parts a augmenté de 14 millions $ par rapport à celle de la période
correspondante de l’exercice précédent, l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus ayant été
plus que contrebalancée par une hausse de la charge d’amortissement sans effet de trésorerie attribuable à la croissance de
nos activités et par des pertes latentes découlant de nos activités de couverture des prix des marchandises.
Europe Les fonds provenant des activités en Europe se sont fixés à 60 millions $, comparativement à 10 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison de la croissance provenant de notre participation accrue dans
TerraForm Power, déduction faite des ventes d’actifs (7 millions $ et 112 GWh), et d’un profit de 37 millions $ réalisé sur
la vente de certains actifs en développement en Écosse. Sur une base comparable, les fonds provenant des activités étaient
supérieurs à ceux du trimestre correspondant de l’exercice précédent en raison de ressources plus favorables et de la
hausse des produits moyens par MWh découlant des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées dans nos contrats.
Le résultat net attribuable aux porteurs de parts s’est établi à 10 millions $, contre une perte nette de 11 millions $ pour le
trimestre correspondant de l’exercice précédent en raison principalement de l’augmentation des fonds provenant des
activités mentionnée ci-dessus.
Brésil Les fonds provenant de nos activités au Brésil se sont élevés à 2 millions $, contre 1 million $ pour le trimestre
correspondant de l’exercice précédent en raison de ressources plus favorables et de la hausse des produits moyens par
MWh, ceux-ci ayant tiré avantage des clauses d’indexation sur l’inflation stipulées dans nos contrats. La perte nette attribuable aux porteurs de parts a diminué de 2 millions $, par rapport à celle de la période correspondante
de l’exercice précédent, du fait de l’augmentation des fonds provenant des activités mentionnée ci-dessus.
Asie Les fonds provenant des activités en Asie se sont fixés à 4 mil ions $, contre 3 millions $ pour le trimestre correspondant
de l’exercice précédent, en raison de ressources plus favorables (12 % supérieures à la moyenne à long terme).
Le résultat net attribuable aux porteurs de part s’est chiffré à 1 million $, par rapport à une perte nette de 1 million $ pour
le trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de l’augmentation des fonds provenant des
activités mentionnée ci-dessus.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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ACTIVITÉS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE SOLAIRE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de production d’énergie solaire pour les trimestres clos les
31 mars :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
					...................................................................................	364
Production (GWh) – MLT			214
	..................................................................................
Production (GWh) – réelle				327		183
						.........................................................................................................
Produits				77 $			34 $
								................................................................................................
Autres produits				6		1
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................			(24)								(11)
BAIIA ajusté						...................................................................................................	59						24
								..............................................................................................
Charge d’intérêts				(29)		(16)
Impôt exigible								.................................................................................................	—					—
Fonds provenant des activités	...............................................................................			30 $	8 $
					.....................................................................................
Charge d’amortissement				(44)		(19)
Impôt différé et autres					........................................................................................	(8)		(7)
(Perte nette) ............................................................................................................................				(22) $	(18) $
Les fonds provenant de nos activités d’énergie solaire se sont établis à 30 millions $, par rapport à 8 millions $ au trimestre
correspondant de l’exercice précédent, en raison principalement de notre participation accrue dans TerraForm Power et
d’autres acquisitions, déduction faite des ventes d’actifs en Afrique du Sud et en Thaïlande (14 millions $ et 149 GWh).
La perte nette attribuable aux porteurs de parts de nos activités d’énergie solaire a augmenté de 4 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 la charge d’amortissement sans effet de trésorerie attribuable à la
croissance de nos activités.
ACTIVITÉS DE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE AU PRORATA Le tableau suivant présente nos résultats au prorata des activités de transition énergétique pour les trimestres clos les
31 mars :
				2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
					...................................................................................
Production (GWh) – MLT				170								61
Production (GWh) – réelle	..................................................................................			219		113
Produits						.........................................................................................................	70 $			33 $
								................................................................................................
Autres produits				3		1
Coûts d’exploitation directs	.................................................................................			(27)		(13)
						...................................................................................................
BAIIA ajusté				46								21
Charge d’intérêts								..............................................................................................	(13)		(4)
						...........................................................................................................
Divers				—								—
Fonds provenant des activités	...............................................................................			33 $			17 $
					.....................................................................................
Charge d’amortissement				(20)		(5)
Impôt différé et autres					........................................................................................	(6)		1
						....................................................................................................
Résultat net				7 $			13 $
Les fonds provenant des activités de transition énergétique se sont élevés à 33 millions $, par rapport à 17 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 (15 millions $ et 78 GWh).
Le résultat net attribuable aux porteurs de parts a diminué de 6 millions $ par rapport 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 plus que
contrebalancée par la charge d’amortissement sans effet de trésorerie attribuable à la croissance de nos activités.

Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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SIÈGE SOCIAL Le tableau suivant présente les résultats du siège social pour les trimestres clos les 31 mars :
					2021	2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)
						................................................................................................
Autres produits					9 $	2 $
	.................................................................................
Coûts d’exploitation directs					(7)	(5)
BAIIA ajusté						...................................................................................................	2	(3)
Coûts de service de gestion	..................................................................................				(81)	(33)
Charge d’intérêts						..............................................................................................	(19)	(18)
						.................................................................................................
Impôt exigible					—						—
			.........................
Distributions sur les actions et parts de société en commandite privilégiées					(21)	(19)
Fonds provenant des activités	...............................................................................				(119) $	(73) $
Impôt différé et autres								........................................................................................	(33)	1
						......................................................................................................
Perte nette					(152) $	(72) $
Les coûts de service de gestion totalisant 81 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.

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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
31 mars 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 ....................................	205 $								52 $	55 $	122 $	43 $					7 $											7 $								77 $	70 $	— $ 638 $				(39) $	421 $ 1 020 $
Autres produits .........................	5									8		—										1	42						—		—								6		3		9	74		(2)		(45)	27
Coûts d’exploitation directs .....	(69)									(12)		(20)		(42)				(18)		(3)	(1)									(24)	(27)		(7)	(223)	21	(189)	(391)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .......	—									—		—										—	—						—		—								—	—		—	—		20		10	30
BAIIA ajusté ............................	141									48		35										81	67						4		6								59	46		2	489		—		197
Coûts de service de gestion .......	—									—		—										—	—						—		—								—	—		(81)	(81)		—		—	(81)
Charge d’intérêts ......................	(36)									(7)		(6)		(19)				(6)		(2)	(2)									(29)	(13)		(19)	(139)	6	(100)	(233)
Impôt exigible ..........................	(1)									(2)		(2)										—	(1)						—		—								—	—		—		(6)		—		(10)	(16)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées .................	—									—		—										—	—						—		—								—	—		(14)	(14)		—		—	(14)
Actions privilégiées ..............	—									—		—										—	—						—		—								—	—		(7)		(7)		—		—	(7)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .........	—									—		—										—	—						—		—								—	—		—	—		(6)		(4)	(10)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ................................	—									—		—										—	—						—		—								—	—		—	—		—		(83)	(83)
Fonds provenant des activités ....	104									39		27										62	60						2		4								30	33	(119)	242		—		—
Charge d’amortissement ............	(65)									(14)		(6)		(59)				(22)		(3)	(3)									(44)	(20)		(1)	(237)	13	(144)	(368)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ..............	(21)									(1)		3		(21)				4		(1)	—									10	—		27	—	—	48	48
Recouvrement (charge) d’impôt
différé ......................................	12									(1)		(2)										6	—						—		(1)								(3)		2		22	35		—		(2)	33
Divers ........................................	(26)									—		—		(12)				(32)		—	1									(15)	(8)		(81)	(173)	2	72	(99)
Quote-part des résultats découlant
des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en
équivalence ..............................	—									—		—										—	—						—		—								—	—		—	—							(15)	—	(15)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant pas le
contrôle ....................................	—									—		—										—	—						—		—								—	—		—	—		—		26	26
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 .....................	4 $								23 $	22 $	(24) $	10 $					(2) $	1 $				(22) $	7 $	(152) $ (133) $	— $	— $ (133) $
1)		La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 5 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part 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 57 millions $ est composé des montants présentés
aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)		Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable 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.

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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
31 mars 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 ....................................	265 $								61 $	60 $	60 $	22 $					4 $	6 $					34 $	33 $	— $ 545 $	(21) $	525 $ 1 049 $
Autres produits .........................	1									3		2										2	—				—		—							1	1	2	12		(3)		6	15
Coûts d’exploitation directs .....	(69)									(17)		(26)		(14)				(9)		(1)	(1)								(11)	(13)		(5)	(166)	9	(169)	(326)
Quote-part du BAIIA ajusté
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .......	—									—		—										—	—				—		—							—	—	—	—		15		8	23
BAIIA ajusté ............................	197									47		36										48	13				3		5							24	21	(3)	391		—		370
Coûts de service de gestion .......	—									—		—										—	—				—		—							—	—	(33)	(33)		—		(7)	(40)
Charge d’intérêts ......................	(39)									(4)		(7)		(18)				(3)		(2)	(2)								(16)	(4)		(18)	(113)	3	(129)	(239)
Impôt exigible ..........................	(3)									(2)		(4)										—	—				—		—							—	—	—		(9)		1		(12)	(20)
Distributions attribuables aux
éléments suivants :
Capitaux propres des
commanditaires détenant des
parts privilégiées .................	—									—		—										—	—				—		—							—	—	(12)	(12)		—		—	(12)
Actions privilégiées ..............	—									—		—										—	—				—		—							—	—	(7)		(7)		—		—	(7)
Quote-part des intérêts et de
l’impôt payé en trésorerie
découlant des participations
comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence .........	—									—		—										—	—				—		—							—	—	—	—		(4)		(8)	(12)
Quote-part des fonds provenant
des activités découlant des
participations ne donnant pas
le contrôle ................................	—									—		—										—	—				—		—							—	—	—	—		—		(214)	(214)
Fonds provenant des activités ....	155									41		25										30	10				1		3							8	17	(73)	217		—		—
Charge d’amortissement ............	(58)									(20)		(6)		(42)				(12)		(4)	(3)								(19)	(5)		(1)	(170)	6	(173)	(337)
Profit (perte) de change et sur les
instruments financiers ..............	18									7		5										(2)	(10)				—		(3)							(2)	1	(13)		1		2		17	20
Recouvrement (charge) d’impôt
différé ......................................	(20)									1		(1)										(2)	1				—		—							(2)	—	17		(6)		—		(17)	(23)
Divers ........................................	(20)									(4)		—										6	—				(1)		2							(3)	—	(2)	(22)		1		9	(12)
Quote-part des résultats découlant
des participations comptabilisées
selon la méthode de la mise en
équivalence ..............................	—									—		—										—	—				—		—							—	—	—	—		(9)		—	(9)
Perte nette attribuable aux
participations ne donnant pas le
contrôle ....................................	—									—		—										—	—				—		—							—	—	—	—		—		164	164
Résultat net attribuable aux
porteurs de parts2 .....................	75 $								25 $	23 $	(10) $	(11) $					(4) $	(1) $					(18) $	13 $	(72) $	20 $	— $	— $	20 $
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 50 millions $ est composé des montants présentés
aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
2)		Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable à la participation de commandité, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables et aux parts de société en commandite. Le total du
résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et aux actions privilégiées.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Le tableau suivant présente le rapprochement des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures conformes
aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat net attribuable aux porteurs de parts fait l’objet d’un
rapprochement des fonds provenant des activités et du BAIIA ajusté au prorata pour les trimestres clos les 31 mars :
			2021		2020
(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)

Résultat net attribuable aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires ..........................................................................................................					(66) $		2 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue
par Brookfield..........................................................................................................................................				20		16
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ...................................			(46)					2
Actions de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation ....................................................................			(41)		—
Résultat net attribuable aux porteurs de parts ..................................................................................................					(133) $	20 $
Charge d’amortissement ..................................................................................................................................			237	170
Perte de change et sur les instruments financiers .............................................................................................				—		(1)
Recouvrement (charge) d’impôt différé ...........................................................................................................			(35)					6
Divers ..............................................................................................................................................................			173		22
Fonds provenant des activités ..........................................................................................................................					242 $	217 $
Distributions attribuables aux éléments suivants :
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .........................................................				14		12
Actions privilégiées .....................................................................................................................................				7					7
Impôt exigible .................................................................................................................................................				6					9
Charge d’intérêts .............................................................................................................................................			139	113
Coûts de services de gestion ............................................................................................................................				81		33
BAIIA ajusté au prorata ...................................................................................................................................					489	391
Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ...............................................................................			197	370
BAIIA ajusté consolidé ...................................................................................................................................					686 $	761 $
Le tableau suivant présente le rapprochement par part des mesures financières non conformes aux IFRS et des mesures
conformes aux IFRS les plus directement comparables. Le résultat de base par part de société en commandite fait l’objet
d’un rapprochement des fonds provenant des activités par part pour les trimestres clos les 31 mars :
				Trimestres clos les 31 mars
					2021	2020
Résultat de base par part de société en commandite1 ..................................................................................					(0,24) $	0,01 $
Charge d’amortissement .............................................................................................................................			0,37	0,29
Recouvrement (charge) d’impôt différé ......................................................................................................			(0,05)	0,01
Divers .........................................................................................................................................................			0,30	0,06
Fonds provenant des activités par part2 .......................................................................................................			0,38 $	0,37 $
1)	Au cours du trimestre clos le 31 mars 2021, le nombre moyen de parts de société en commandite en circulation s’est élevé à
274,8 millions (268,5 millions en 2020).
2)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, le nombre moyen de parts en circulation s’est établi à 645,5 millions (583,7 millions en 2020), ce qui
comprend la participation de commandité, les parts de société en commandite rachetables/échangeables, les actions échangeables de BEPC
et les parts de société en commandite.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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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 90 % et 70 % 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 . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...		5 518		6 843				4 574	4 559	4 530
						Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .		1 624		2 098				2 020	2 007	2 007
			7 142		8 941					6 594	6 566	6 537
Énergie éolienne
Amérique du Nord
						États-Unis . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ...		2 440		3 215				3 240	2 742	2 733
						Canada . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... .		984		1 358				1 358	1 358	1 358
			3 424		4 573					4 598	4 100	4 091
Europe . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... ...			879		1 251					1 246	1 176	1 112
Asie . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ..			261		333					335	335	335
			4 564		6 157					6 179	5 611	5 538
Énergie solaire – services publics . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... .			1 561		1 909					1 945	1 952	1 944
Transition énergétique . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ..			717		873					871	867	863
Production visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ... . ....			13 984		17 880					15 589	14 996	14 882
Production non visée par contrat au prorata . ... ... ... ... .... ... ...			2 448		4 246					6 537	7 130	7 244
Production moyenne à long terme au prorata . ... ... ... ... .... ... ..			16 432		22 126					22 126	22 126	22 126
Participations ne donnant pas le contrôle . ... ... ... ... .... ... ... . .			11 904		16 027					16 027	16 027	16 027
Production moyenne à long terme totale . ... ... ... ... .... ... ... . ...			28 336		38 153					38 153	38 153	38 153
Production visée par contrat – en % de la production totale au
prorata . ... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .... ... ... . .... ... ... ... .			85 %				81 %	70 %	68 %				67 %
Prix par MWh – production totale au prorata. ... ... ... ... .... ... ..			92 $				93 $	101 $	104 $	104 $
1)	Comprend la production de 1 837 GWh pour 2021 et de 2 389 GWh pour 2022 garantie par des contrats financiers.
La durée contractuelle résiduelle moyenne pondérée au prorata s’élève à 16 ans en Amérique du Nord, à 13 ans en Europe,
à 9 ans au Brésil, à 3 ans en Colombie et à 18 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

		Page 28


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 (40 %), sociétés de distribution
(24 %), utilisateurs industriels (20 %) et Brookfield (16 %).
PARTIE 5 – SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE
FINANCEMENT STRUCTURE DU CAPITAL Un élément important de notre stratégie de financement est l’accès par nos filiales à du financement de première qualité
pour financer la quasi-totalité de notre dette au moyen d’emprunts sans recours, grevant des actifs précis, sans clauses
financières restrictives portant sur le maintien. La grande majorité de notre dette est cotée de première qualité ou atteint les
seuils de première qualité et est à environ 90 % liée à des projets. Le tableau suivant présente la structure du capital :
					Siège social		Données consolidées
		31 mars 2021 31 déc. 2020 31 mars 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 .........................................							2 169		2 140					2 169	2 140
Emprunts sans recours4 ........................................					—								—	16 768	16 006
		2 169	2 140					18 937	18 146
Passifs d’impôt différé, montant net5 .....................					—								—	4 974	5 310

Capitaux propres
Participation ne donnant pas le contrôle ...............					—								—	11 604	11 100
Actions privilégiées ..............................................					617								609	617	609
Parts de société en commandite privilégiées ........		1 028	1 028					1 028	1 028
Capitaux propres attribuables aux porteurs
de parts .................................................................		8 185	9 030					8 185	9 030
Total de la structure du capital ...............................		11 999 $		12 807 $						45 345 $	45 223 $
Ratio d’endettement ...............................................					18 %			17 %		42 %	40 %
Ratio d’endettement (valeur de marché)6 ...............					7 %	6 %		29 %	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 253 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
104 millions $ (122 millions $ en 2020), ni des primes non amorties de 149 millions $ (63 millions $ en 2020).
5)		Passifs d’impôt différé moins les actifs d’impôt différé.
6)		Repose sur la valeur de marché des actions privilégiées, des capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées et des
capitaux propres attribuables aux porteurs de parts.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

			Page 29


LIQUIDITÉS DISPONIBLES Le tableau qui suit résume les liquidités disponibles :
			31 mars 31 décembre

			2021	2020
(EN MILLIONS)
Trésorerie et équivalents de trésorerie attribuables à Énergie Brookfield ......................................			250 $	291 $
Placements dans des titres de capitaux propres ............................................................................			164	183
Facilités de crédit de la société mère
Facilités de crédit autorisées1 ......................................................................................................			2 375	2 150
Emprunts effectués sur les facilités de crédit ..............................................................................				—	—
Facilité de lettres de crédit autorisée ...........................................................................................			400	400
Lettres de crédit émises ...............................................................................................................			(267)	(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère .......................................................			2 508	2 250
Tranche non utilisée des facilités de crédit des filiales au prorata .................................................			454	546
Liquidités disponibles ....................................................................................................................			3 376 $	3 270 $
1)	Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.
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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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EMPRUNTS Le tableau suivant présente les composantes des obligations liées à la dette, le profil global relatif aux échéances et les
taux d’intérêt moyens de nos emprunts et facilités de crédit au prorata :
				31 mars 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 2 169 $				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 ..................................................		4,6	8 4 041	4,6	9	4 123
									Énergie éolienne .................................................		3,6	9 2 633	3,9	10	2 540
									Énergie solaire ....................................................		3,2	12 2 565	3,3	13	2 534
									Transaction énergétique ......................................		3,7	10 1 191	4,0	11		864
		3,9	10 10 430				4,0	11	10 061
					12 599							12 204
Coûts de financement non amortis au prorata, déduction faite des primes

non amorties ..................................................................................................							(17)			(45)
		12 582					12 159
Emprunts comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence ..............							(358)				(332)
Participations ne donnant pas le contrôle..........................................................							6 751				6 255
Selon les états financiers IFRS .........................................................................		18 975 $					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 31 mars 2021 :
			Solde en					Par
			2021		2022					2023						2024		2025		la suite		Total
(EN MILLIONS)
Remboursements de capital des
emprunts1
Billets à moyen terme2 ......................				— $		— $	— $				— $		318 $ 1 851 $ 2 169 $
Emprunts sans recours
									Facilités de crédit .........................					69		253						125			69		—		—		516
									Hydroélectricité ...........................					—		214						460			80		454	1 727	2 935
									Énergie éolienne ..........................					—			—						141			—		—		617		758
									Énergie solaire .............................					—			—						221			—		5		498		724
									Transaction énergétique ..................					63			46						54			—		152		151		466
			132		513				1 001						149		611	2 993	5 399
Amortissement des
remboursements de capital
des emprunts
Emprunts sans recours
									Hydroélectricité ...........................					67	107						126			96		91		547	1 034
									Énergie éolienne ..........................					175	154						161			167		165		799	1 621
									Énergie solaire .............................					141	133						125			120		122	1 110	1 751
									Transaction énergétique ..................					44		54						155			40		34		298		625
			427	448					567						423		412	2 754	5 031
Total ....................................................					559 $		961 $ 1 568 $					572 $ 1 341 $ 7 598 $ 12 599 $
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 31 mars

2021

2020

(EN MILLIONS)

Flux de trésorerie liés aux éléments suivants :

Activités d’exploitation ...................................................................................................................

351 $

459 $

Activités de financement .................................................................................................................

1 375

(103)

Activités d’investissement ...............................................................................................................

(1 765)

(140)

(Profit) perte de change sur la trésorerie ..........................................................................................

(11)

(15)

(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ...................................

(50) $

201 $

Activités d’exploitation Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation pour le trimestre clos le 31 mars 2021 se sont établis à

351 millions $, par rapport à 459 millions $ pour le trimestre clos le 31 mars 2020, ce qui traduit le rendement

d’exploitation solide de notre société au cours de la période considérée. La variation nette des soldes du fonds de roulement, présentée dans les tableaux consolidés des flux de trésorerie

intermédiaires non audités, s’établit comme suit :

Trimestres clos les 31 mars

2021

2020

(EN MILLIONS)

Créances clients et autres actifs courants ......................................................................................

(92) $

15 $

Dettes fournisseurs et autres créditeurs .........................................................................................

(17)

Autres actifs et passifs ..................................................................................................................

(1)

44 $

(3) $

Activités de financement Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont totalisé 1 375 millions $ pour le trimestre clos le 31 mars

2021. Comme il est mentionné ci-après, notre approche rigoureuse privilégiant des financements de qualité supérieure

pour mener nos activités d’investissement accrues nous a permis de mobiliser un produit de 683 millions $ provenant

d’emprunts additionnels sans recours. Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, les distributions versées aux porteurs de parts se sont établies à 216 millions $

(182 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 139 millions $ (152 millions $ en 2020). Les apports en capital au titre des participations ne

donnant pas le contrôle se sont établis à 814 millions $.

Pour le trimestre clos le 31 mars 2020, les flux de trésorerie affectés aux activités de financement s’étaient établis à

103 millions $, le produit mobilisé lors de notre première émission de parts privilégiées de série 17 d’un montant en

capital de 200 millions $ sur le marché américain ayant été contrebalancé par le remboursement d’emprunts, y compris les

emprunts sur les facilités de crédit de sociétés affiliées qui ont servi à financer des investissements récents, et par le

versement des distributions mentionnées ci-dessus.

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Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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Activités d’investissement Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement se sont établis à
1 765 millions $. Au cours du trimestre, nous avons investi dans notre croissance à hauteur de 1 472 millions $,
notamment dans un portefeuille d’énergie éolienne d’une puissance de 845 MW, dans une plateforme de production
décentralisée aux États-Unis composée d’actifs en exploitation et en construction d’une puissance de 360 MW et d’actifs
en développement de plus de 700 MW ainsi que dans une participation de 23 % dans une société de production d’énergie
renouvelable d’envergure en Europe détenant une participation dans un portefeuille de projets de développement d’énergie
éolienne en mer d’une puissance de 3 000 MW. Notre investissement continu dans nos immobilisations corporelles, y
compris la construction de projets de développement d’énergie solaire au Brésil prêts à la construction d’une puissance de
1 800 MW, l’acquisition de deux centrales hydroélectriques en Colombie d’une puissance de 20 MW et le maintien de
l’initiative de rééquipement des projets éoliens existants, a atteint 289 millions $.
Pour le trimestre clos le 31 mars 2020, les flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement s’étaient établis à
140 millions $. Au cours de ce trimestre, nous avions investi dans notre croissance à hauteur de 183 millions $, qui est
surtout attribuable à l’acquisition d’un portefeuille d’énergie solaire en Espagne d’une puissance de 100 MW, d’une
centrale solaire en exploitation en Inde d’une puissance de 47 MW et d’actifs solaires en développement au Brésil d’une
puissance de 278 MW, et dans nos investissements soutenus dans le développement de nos divers actifs de production
d’électricité et dépenses d’investissement de maintien. Ces activités ont été contrebalancées en partie par la vente de nos
trois centrales solaires en Thaïlande pour un produit de 94 millions $.



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ACTIONS ET PARTS EN CIRCULATION Les actions et les parts en circulation sont comme suit :
			31 mars	31 décembre
			2021	2020
Actions privilégiées de catégorie A1 ..................................................................................... 31 035 967		31 035 967

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	52 885 496

Participation de commandité3 .............................................................................................			3 977 260	3 977 260

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

Actions échangeables de BEPC ........................................................................................... 172 202 198		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 ......................................................................			41 810		182 965
Échangées contre des actions échangeables de catégorie A de BEPC ..................................			3 609		136 517
Solde à la fin de la période .....................................................................................................			274 883 309	274 837 890
Total des parts de société en commandite, compte tenu d’un échange intégral3 .....................			641 573 446	641 506 246
1)	Les actions privilégiées de catégorie A sont divisées en série comme suit : 6 849 533 actions privilégiées de catégorie A, série 1 sont en
circulation; 3 110 531 actions privilégiées de catégorie A, série 2 sont en circulation; 9 961 399 actions privilégiées de catégorie A, série 3
sont en circulation; 4 114 504 actions privilégiées de catégorie A, série 5 sont en circulation; et 7 000 000 d’actions privilégiées de
catégorie A, série 6 sont en circulation.
2)	Les parts privilégiées sont divisées en séries et certaines de ces séries permettent la conversion de leurs parts, à raison de une pour une,
au gré du porteur comme suit : 2 885 496 parts privilégiées de série 5 sont en circulation; 7 000 000 de parts privilégiées de série 7
sont en circulation (convertibles en parts privilégiées de série 8 à partir du 31 janvier 2026); 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.
3)	Les montants échangés intégralement supposent l’échange de toutes les parts de société en commandite rachetables/échangeables et des
actions échangeables de BEPC contre des parts de société en commandite.


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DIVIDENDES ET DISTRIBUTIONS Les dividendes et distributions déclarés et versés sont comme suit :
			Trimestres clos les 31 mars

			Déclarés	Versés

			2021	2020	2021		2020
(EN MILLIONS)
Actions privilégiées de catégorie A .........................................................................					7 $	7 $		7 $		7 $
Parts de société en commandite privilégiées de catégorie A ...................................					14	12		14	11

Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les
filiales en exploitation ......................................................................................... 118 134 118 134
Participation de commandité et distributions incitatives .........................................					21	17		21	16

Parts de société en commandite rachetables/échangeables ......................................					59	72		59	71
Actions échangeables de BEPC ...............................................................................					52	—		52	—
Parts de société en commandite ...............................................................................					84	99		84	95
OBLIGATIONS CONTRACTUELLES Se reporter à la note 17, « Engagements, éventualités et garanties », des états financiers consolidés intermédiaires non
audités pour de plus amples renseignements sur ce qui suit :
						• Engagements – Ententes relatives à l’utilisation de l’eau, de terrains et de barrages, et contrats et modalités
						relatifs aux acquisitions confirmées de portefeuilles d’exploitation et de projets de développement
						• Éventualités – Actions en justice, arbitrages et poursuites dans le cours normal des activités et émission de
						lettres de crédit
						• Garanties – Nature de toutes les promesses d’indemnisation
INFORMATIONS FINANCIÈRES SUPPLÉMENTAIRES 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, en ce qui a trait aux paiements de principal, de prime (s’il en est) et d’intérêts et de certains autres
montants par Brookfield Renewable Partners L.P., BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Europe
Holdings Limited, Brookfield Renewable Investments Limited et BEP Subco Inc. (collectivement, les « filiales
garantes »). Les autres filiales d’Énergie Brookfield ne garantissent pas ces titres et sont désignées ci-dessus comme les
« filiales non garantes ».


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Conformément à la Rule 13-01 de la Regulation S-X de la SEC, les tableaux ci-après présentent les informations

financières résumées combinées de Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc. et des filiales garantes :

Trimestres clos les 31 mars

(EN MILLIONS)

2021

2020

Produits1 ....................................................................................................................................

— $

—

Profit brut ...................................................................................................................................

—

Produits des dividendes reçus des filiales non garantes .............................................................

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

105

Le total des produits d’Énergie Brookfield pour les trimestres clos les 31 mars 2021 et 2020 s’est établi respectivement à 1 020 millions $ et

1 049 millions $.

31 mars

31 décembre

2021

2020

(EN MILLIONS)

Actifs courants1 ..........................................................................................................................

527 $

582 $

Total de l’actif2, 3 ........................................................................................................................

2 078

1 958

Passifs courants4 ........................................................................................................................

6 978

6 544

Total du passif5 ..........................................................................................................................

7 082

6 758

Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 515 millions $ (567 millions $ en 2020).

Aux 31 mars 2021 et 31 décembre 2020, le total de l’actif d’Énergie Brookfield s’élevait respectivement à 50 901 millions $ et

49 722 millions $.

Le montant à payer par les filiales non garantes s’est élevé à 1 980 millions $ (1 856 millions $ en 2020).

Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 226 millions $ (6 048 millions $ en 2020).

Le montant à payer aux filiales non garantes s’est élevé à 6 227 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 31 mars 2021, les lettres de crédit émises totalisaient 817 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. Après la

clôture 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 17, « Engagements, éventualités et

garanties », des états financiers consolidés intermédiaires non audités pour de plus amples renseignements.

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Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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				PARTIE 6 – PRINCIPALES INFORMATIONS TRIMESTRIELLES SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS HISTORIQUES Le tableau suivant présente un sommaire de l’information financière trimestrielle non auditée des huit derniers trimestres :
					2021					2020	2019
				(EN MILLIONS, SAUF INDICATION CONTRAIRE)	T1		T4							T3		T2		T1		T4		T3		T2
				Production totale (GWh) – MLT ............................................................................... 14 099	14 333							13 446		15 527			14 151		13 850		12 332		14 252
				Production totale (GWh) – réelle .............................................................................. 13 828	13 247							12 007		13 264			14 264		12 465		11 089		14 881
				Production au prorata (GWh) – MLT ....................................................................... 7 602	7 354							6 618		7 309			6 717		6 561		5 821		7 109
				Production au prorata (GWh) – réelle ...................................................................... 7 375	6 583							5 753		6 552			7 164		5 977		5 213		7 602

				Produits.................................................................................................................... 1 020 $ 952 $ 867 $ 942 $ 1 049 $ 965 $ 897 $ 1 051 $ Résultat net attribuable aux porteurs de parts.....................................................
			(133) (120)					(162)	(42)		20	(74)	(58)	21
				Résultat de base et dilué par part de société en commandite ..............................	(0,24)	(0,22)						(0,29)	(0,11)		0,01	(0,15)	(0,12)	0,02
				BAIIA ajusté consolidé .............................................................................................	686	717						611	673		761	727	649	770
				BAIIA ajusté au prorata ............................................................................................	489	456						371	396		391	348	301	400
				Fonds provenant des activités ...................................................................................	242	201						157	232		217	171	133	230
				Fonds provenant des activités par part ......................................................................	0,38	0,31						0,25	0,40		0,37	0,29	0,23	0,39
				Distribution par part de société en commandite ........................................................	0,30	0,29						0,29	0,29		0,29	0,275	0,275	0,275




Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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PARTIE 7 – ESTIMATIONS CRITIQUES, MÉTHODES
COMPTABLES ET CONTRÔES 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	31 mars 2021

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MODIFICATIONS FUTURES DE MÉTHODES COMPTABLES Modifications d’IAS 1 – Présentation des états financiers (« IAS 1 ») Les modifications apportées précisent la méthode de classement de la dette et des autres passifs à titre d’éléments courants
ou non courants. Les modifications d’IAS 1 s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2023.
Énergie Brookfield évalue actuellement l’incidence de ces modifications.
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 trimestre clos le 31 mars
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 émis des billets subordonnés perpétuels verts d’une valeur de
350 millions $ assortis d’un taux fixe de 4,625 %. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu, avec nos partenaires institutionnels, des contrats exécutoires visant la
vente de notre portefeuille éolien d’actifs en exploitation et de projets de développement en Irlande d’une puissance de
656 MW, pour un produit de 355 millions $ (montant net de 142 millions $ pour Énergie Brookfield). La transaction
devrait être clôturée en 2021 et reste assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a conclu un contrat exécutoire visant la vente de sa participation de
100 % dans un portefeuille éolien de projets de développement en Écosse d’une puissance de 271 MW, pour un produit de
100 millions $ (montant net de 100 millions $ pour Énergie Brookfield). La transaction devrait être clôturée en 2021 et
reste assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, nous avons conclu, avec nos partenaires institutionnels, un contrat exécutoire visant la vente
de notre portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW, pour un produit total d’environ 365 millions $
(montant net d’environ 161 millions $ pour Énergie Brookfield). La transaction devrait être clôturée en 2021 et reste
assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a conclu une entente qui lui confère le droit de faire l’acquisition d’un
projet d’énergie solaire en Inde prêt pour la construction d’une puissance de 450 MW, en contrepartie de 70 millions $
(montant net de 20 millions $ pour Énergie Brookfield). La transaction devrait être clôturée en 2021 et reste assujettie aux
conditions de clôture habituelles.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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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 de l’exercice, la production
présentée est calculée à partir de la date d’acquisition, de la cession ou du début des activités commerciales et n’est pas
annualisée. La production sur une base comparable se rapporte à la production générée par des actifs qui étaient détenus au
cours des deux périodes présentées. Pour ce qui est de la Colombie, la production inclut les centrales hydroélectriques et
les centrales de cogénération. Le secteur transition énergétique comprend la production des centrales de production
décentralisée, d’accumulation par pompage, de cogénération en Amérique du Nord et des centrales alimentées à la
biomasse au Brésil.
La moyenne à long terme des actifs hydroélectriques en Amérique du Nord correspond au niveau de production moyen
prévu calculé à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données de production historiques réalisée sur une
période qui couvre d’habitude 30 ans. La moyenne à long terme des actifs hydroélectriques en Colombie correspond au
niveau de production moyen prévu calculé à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données de production
historiques réalisée sur une période qui couvre d’habitude 20 ans. Pour la quasi-totalité de nos actifs hydroélectriques
situés au Brésil, la moyenne à long terme est fondée sur le volume de référence d’électricité attribué à nos centrales et est
encadrée de façon à répartir le risque lié à la production entre les producteurs. La moyenne à long terme des actifs éoliens
correspond à la production moyenne prévue calculée à partir des résultats d’une simulation fondée sur des données
historiques sur la vitesse des vents réalisée sur une période qui couvre habituellement 10 ans. La moyenne à long terme
des actifs solaires correspond à la production moyenne prévue calculée à partir des résultats d’une simulation fondée sur
les niveaux de rayonnement solaire des 14 à 20 dernières années enregistrés à l’emplacement de nos projets, combinés aux
données de production réelle au cours de la période d’exploitation.
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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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Le risque d’une production insuffisante au Brésil continue d’être réduit au minimum grce à notre participation dans le
MRE administré par le gouvernement brésilien. Ce programme atténue le risque hydrologique en garantissant à tous les
participants qu’ils recevront, à un certain moment, une quantité d’énergie assurée, quel que soit le volume d’énergie réel
produit. Le programme répartit le total de l’énergie générée en transférant les surplus des centrales ayant généré un
excédent à celles qui génèrent moins que leur énergie assurée. De temps à autre, un faible taux de précipitations dans le
réseau du pays pourrait entraîner une diminution temporaire de la production disponible à la vente. Quand une telle
situation se produit, nous nous attendons à ce qu’une proportion plus élevée de production thermique soit nécessaire pour
équilibrer l’offre et la demande au pays, ce qui pourrait faire augmenter les prix du marché au comptant dans leur
ensemble.
La production des centrales d’accumulation par pompage et de cogénération en Amérique du Nord dépend grandement des
prix du marché plutôt que de la capacité de production de ces centrales. Notre centrale d’accumulation par pompage en
Europe produit de l’électricité sur commande aux termes de nos contrats de services auxiliaires. La production de nos
centrales alimentées à la biomasse au Brésil est tributaire de la quantité de canne à sucre récoltée au cours d’une année
donnée. Pour ces raisons, nous ne tenons pas compte d’une moyenne à long terme pour ces centrales.
Conventions de vote avec des sociétés affiliées Énergie Brookfield a conclu des conventions de vote avec Brookfield, en vertu desquelles Énergie Brookfield a pris le
contrôle des entités qui détiennent certaines activités de production d’énergie renouvelable aux États-Unis, au Brésil, en
Europe et en Asie. Énergie Brookfield a également conclu une convention de vote avec ses partenaires consortiaux dans le
cadre des activités en Colombie. Ces conventions de vote confèrent à Énergie Brookfield le droit de donner des directives
dans le cadre de l’élection des membres du conseil d’administration des entités concernées, entre autres, et, par
conséquent, le contrôle de ces entités. Ainsi, Énergie Brookfield inclut les comptes de ces entités dans son périmètre de
consolidation. En ce qui concerne les entités auparavant contrôlées par Brookfield Asset Management, les conventions de vote conclues
ne représentent pas un regroupement d’entreprises comme l’entend IFRS 3, étant donné que Brookfield Asset
Management contrôle in fine toutes ces entreprises regroupées tant avant qu’après la réalisation de ces transactions.
Énergie Brookfield comptabilise ces transactions visant des entités sous contrôle commun, de la même façon qu’une
fusion d’intérêts communs selon laquelle il faut présenter l’information financière antérieure aux conventions de vote
comme si les entités n’en avaient toujours formé qu’une seule. Pour connaître notre méthode comptable quant aux
transactions sous contrôle commun, se reporter à la note 1 s) ii), « Jugements critiques dans l’application des méthodes
comptables – Transactions sous contrôle commun », des états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2020.
MESURE DU RENDEMENT Informations sectoriel es Nos activités sont réparties selon les secteurs suivants : 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire,
4) transition énergétique (production décentralisée, accumulation par pompage, cogénération et biomasse) et 5) siège
social, et les catégories hydroélectricité et énergie éolienne sont également réparties par secteur géographique
(nommément Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie). Cette répartition permet de mieux refléter la façon
dont le principal décideur opérationnel analyse les résultats de notre société.
Nous présentons donc nos résultats et les informations sectorielles des périodes antérieures selon ces secteurs. Se reporter
à la note 5, « Informations sectorielles » dans 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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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	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 ».
	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.


	Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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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
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.


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	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 revenant à Énergie Brookfield de son capital 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 les ventes en cours
de notre portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW et de notre portefeuille éolien d’actifs en
exploitation et de développement en Irlande et en Écosse d’une puissance totalisant 927 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 soient fondés
sur des hypothèses et des attentes raisonnables, nous ne pouvons garantir que ces attentes se matérialiseront. Le lecteur
ne devrait pas accorder une confiance indue à ces informations et énoncés prospectifs, puisqu’ils comportent des risques,
des incertitudes et d’autres facteurs connus et inconnus par suite desquels les résultats, le rendement ou les réalisations
réels peuvent différer de façon importante des résultats, du rendement ou des réalisations futurs prévus que ces
informations et énoncés prospectifs expriment ou laissent entendre. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement de ceux prévus ou
sous-entendus dans les énoncés prospectifs comprennent notamment les changements dans les conditions hydrologiques à
nos centrales hydroélectriques, dans le régime des vents à nos installations d’énergie éolienne, dans le rayonnement
solaire à nos centrales d’énergie solaire ou dans les conditions météorologiques en général, en raison, entre autres, des
changements climatiques, à n’importe laquelle de nos centrales; la volatilité de l’offre et de la demande sur les marchés
de l’énergie; notre incapacité à renégocier ou à remplacer, suivant des modalités semblables, les conventions d’achat
d’électricité qui viennent à échéance; l’augmentation des redevances d’utilisation d’énergie hydraulique (ou frais
semblables) ou les changements apportés à la réglementation visant l’approvisionnement en eau; les avancées
technologiques pouvant entraver ou éliminer l’avantage concurrentiel de nos projets; l’augmentation de la production ne
faisant pas l’objet d’engagements contractuels dans notre portefeuille; les risques généraux liés au secteur qui portent sur
les marchés de l’électricité dans lesquels nous exerçons nos activités; la fin du système d’équilibrage du MRE au Brésil ou
tout changement de celui-ci; la réglementation accrue à laquel e nos activités sont assujetties; l’incapacité de renouveler
les contrats, les concessions et les permis à l’échéance ou l’incapacité de les remplacer par des contrats, des concessions
et des permis suivant des modalités semblables; le fait que les droits de titulaires de privilèges et de domaines à bail sont
supérieurs aux droits qui nous sont accordés pourrait nuire à nos droits immobiliers relativement à nos installations
d’énergie renouvelable éolienne et solaire; les augmentations des coûts d’exploitation de nos centrales; notre incapacité
de respecter les conditions des permis gouvernementaux ou de conserver de tel permis; les pannes d’équipement, y
compris celles relatives aux éoliennes et aux panneaux solaires; les ruptures de barrage et le coût et les responsabilités
éventuelles liés à ces ruptures; les cas de force majeure, les pertes non assurables et la hausse du coût des primes
d’assurance; l’évolution défavorable des taux de change et notre incapacité à gérer efficacement l’exposition aux
monnaies étrangères; la disponibilité et l’accès aux installations d’interconnexion et aux réseaux de transport; les risques
liés à la santé, à la sécurité et à l’environnement; les risques liés à la commercialisation de l’énergie; les différends, les
enquêtes des organismes de réglementation et gouvernementaux, et les litiges; le non-respect par les contreparties à nos

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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 les ventes en cours
de notre portefeuille éolien aux États-Unis d’une puissance de 391 MW et de notre portefeuille éolien d’actifs en
exploitation et de développement en Irlande et en Écosse d’une puissance totalisant 927 MW; 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
de BEPC, ou la perception de ces ventes ou de ces émissions, pourraient faire chuter le cours des parts de société en
commandite ou des parts de société en commandite privilégiées; la création d’une dette à multiples paliers dans notre
structure organisationnelle; le fait d’être considérés comme une « société de placement » en vertu de la loi américaine
Investment Company Act of 1940; l’efficacité de nos contrôles internes à l’égard de l’information financière; notre
dépendance envers Brookfield Asset Management et l’importante influence de celle-ci sur nous; le départ de certains ou
de tous les professionnels principaux de Brookfield Asset Management; les changements dans la façon dont Brookfield
Asset Management choisit de détenir ses participations de propriété dans Énergie Brookfield; le fait que Brookfield Asset
Management agisse d’une façon qui ne soit pas dans l’intérêt d’Énergie Brookfield ou de ses porteurs de parts; la gravité,
la durée et la propagation de la COVID-19 ainsi que les impacts directs et indirects que peut avoir le virus; l’impact plus
vaste des changements climatiques; la défaillance des systèmes technologiques de BEPC; le fait d’être partie à des
différends et litiges et de faire l’objet d’enquêtes par des organismes de réglementation et gouvernementaux; les variations
du cours des parts de BEP; et le rachat, à tout moment, des actions échangeables par 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	31 mars 2021

		Page 47


MISE EN GARDE CONCERNANT LES MESURES NON CONFORMES AUX IFRS Le présent rapport intermédiaire comprend des références à certaines informations au prorata, au BAIIA ajusté, aux fonds
provenant des activités, aux fonds provenant des activités par part et à la dette au prorata (collectivement, les « mesures
non conformes aux IFRS d’Énergie Brookfield ») qui ne sont pas des principes comptables généralement reconnus selon
les IFRS et peuvent, par conséquent, avoir une définition différente de celles utilisées par d’autres entités. Plus
particulièrement, notre définition des fonds provenant des activités peut être différente des définitions utilisées par
d’autres sociétés ainsi que de la définition des fonds provenant des activités utilisée par l’Association des biens
immobiliers du Canada et la National Association of Real Estate Investment Trusts, Inc. (« NAREIT »), entre autres parce
que la définition de la NAREIT est fondée sur les PCGR des États-Unis et non sur les IFRS. Nous croyons que les mesures
non conformes aux IFRS d’Énergie Brookfield constituent des mesures complémentaires utiles pour les investisseurs pour
évaluer notre rendement financier. Aucune de ces mesures ne doit être considérée comme l’unique mesure de notre
rendement, ni être considérée distinctement de l’analyse de nos états financiers préparés conformément aux IFRS ou s’y
substituer. Ces mesures non conformes aux IFRS reflètent la façon dont nous gérons les affaires et, à notre avis, permettent
au lecteur de mieux les comprendre. Notre rapport de gestion présente un rapprochement du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités par rapport au
résultat net. Nous présentons également, à la note 5, « Informations sectorielles », des états financiers consolidés
intermédiaires non audités, un rapprochement du BAIIA ajusté et des fonds provenant des activités par rapport au
résultat net.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
					31 mars	31 décembre
NON AUDITÉ				Note		2021		2020
(EN MILLIONS)
Actif
Actifs courants
Trésorerie et équivalents de trésorerie ..........................................................................................				13	358 $	431 $
Liquidités soumises à restrictions ................................................................................................				14	279	208
Créances clients et autres actifs courants .....................................................................................				15	946	928
Actifs liés à des instruments financiers ........................................................................................				4			69	62
Montants à recevoir de parties liées .............................................................................................				18			44	56
Actifs détenus en vue de la vente .................................................................................................				3	1 476	57
					3 172	1 742
Actifs liés à des instruments financiers ...........................................................................................				4	394	407
Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .....................................				12	981	971
Immobilisations corporelles à la juste valeur ..................................................................................				7	44 280	44 590
Immobilisations incorporelles .........................................................................................................					227	232
Goodwill .........................................................................................................................................				2	1 010	970
Actifs d’impôt différé .....................................................................................................................				6	187	205
Autres actifs non courants ...............................................................................................................					650	605
Total de l’actif................................................................................................................................					50 901 $	49 722 $
Passif
Passifs courants
Dettes fournisseurs et autres créditeurs ........................................................................................				16	585 $	625 $
Passifs liés à des instruments financiers .......................................................................................				4	263	283
Montants à payer à des parties liées .............................................................................................				18	753	506
Emprunts de la société mère ........................................................................................................				8			—	3
Emprunts sans recours .................................................................................................................				8	1 182	1 026
Provisions ....................................................................................................................................					348	304
Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...........................................				3	808	14
					3 939	2 761
Passifs liés à des instruments financiers ..........................................................................................				4	523	668
Emprunts de la société mère ...........................................................................................................				8	2 162	2 132
Emprunts sans recours ....................................................................................................................				8	15 631	14 921
Passifs d’impôt différé ....................................................................................................................				6	5 161	5 515
Provisions .......................................................................................................................................					782	712
Autres passifs non courants.............................................................................................................					1 269	1 246
Capitaux propres
Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales
en exploitation ..........................................................................................................................				9	11 604	11 100
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield .......				9			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 ....................				9	2 466	2 721
Actions de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation .....................................................				9	2 184	2 408
Actions privilégiées ......................................................................................................................				9	617	609
Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées .............................................				10	1 028	1 028
Capitaux propres des commanditaires ..............................................................................................				11	3 485	3 845
Total des capitaux propres ............................................................................................................					21 434	21 767
Total du passif et des capitaux propres.........................................................................................						50 901 $	49 722 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
Approuvé au nom de Brookfield Renewable Partners L.P. :



Patricia Zuccotti		David Mann
Administratrice		Administrateur

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		31 mars 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. COMPTES CONSOLIDÉS DE RÉSULTAT
			Trimestres clos les 31 mars


NON AUDITÉ				2021
			Note	2020
(EN MILLIONS, SAUF LES DONNÉES PAR PART)

Produits .........................................................................................................................			18	1 020 $	1 049 $

Autres produits .............................................................................................................				27	15

Coûts d’exploitation directs ..........................................................................................				(391)	(326)

Coûts de service de gestion ...........................................................................................			18	(81)	(40)

Charge d’intérêts ...........................................................................................................			8	(233)	(239)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la

méthode de la mise en équivalence ..........................................................................			12	5	2

Profit de change et sur les instruments financiers .........................................................			4	48	20

Charge d’amortissement ...............................................................................................			7	(368)	(337)

Divers ...........................................................................................................................				(99)	(12)

Recouvrement (charge) d’impôt

Exigible ......................................................................................................................			6	(16)	(20)

Différé ........................................................................................................................			6	33	(23)

				17	(43)

Résultat net ...................................................................................................................				(55) $	89 $

Résultat net attribuable aux éléments suivants :

Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les

filiales en exploitation ............................................................................................			9	57 $	50 $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue

par Brookfield .......................................................................................................			9	20	16
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale
société de portefeuille – parts rachetables/échangeables

détenues par Brookfield .........................................................................................			9	(46)	2

Actions de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation ..................................			9	(41)	—

Actions privilégiées ....................................................................................................			9	7	7

Parts de société en commandite privilégiées .................................................................			10	14	12

Capitaux propres des commanditaires ..........................................................................			11	(66)	2

				(55) $	89 $

Perte de base et diluée par part de société en commandite ............................................				(0,24) $	0,01 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
			Trimestres clos les 31 mars


NON AUDITÉ			Note		2021		2020
(EN MILLIONS)

Résultat net ....................................................................................................................				(55) $	89 $

Autres éléments du résultat global qui ne seront pas reclassés en résultat net

Réévaluation des immobilisations corporelles ........................................................			7	(272)	—

Perte actuarielle sur les régimes à prestations définies ...........................................				14	2

Impôt différé sur les éléments ci-dessus .................................................................				45	—
(Perte latente) profit latent sur les placements dans des titres de

						capitaux propres.................................................................................................		2	(10)

Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .............				(2)	1

Total des éléments qui ne seront pas reclassés en résultat net .......................................				(213)	(7)

Autres éléments du résultat global qui seront reclassés en résultat net

Écart de conversion ................................................................................................				(671)	(1 804)
Profits (pertes) de la période sur les instruments financiers désignés comme

						couvertures de flux de trésorerie .........................................................................	4	92	(20)

Profit sur les swaps de change – couverture d’un investissement net .....................			4	28	46
Ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en

						résultat net ...........................................................................................................	4	(52)	(19)

Impôt différé sur les éléments ci-dessus ..................................................................				(12)	6

Participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence .............			12	(3)	(14)

Total des éléments qui pourraient être reclassés en résultat net à une date ultérieure ....				(618)	(1 805)

Autres éléments du résultat global ................................................................................				(831)	(1 812)

Résultat global ...............................................................................................................				(886) $	(1 723) $

Résultat global attribuable aux :

Participations ne donnant pas le contrôle
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les

						filiales en exploitation .........................................................................................	9	(415) $	(950) $
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e détenue

						par Brookfield .....................................................................................................	9	18	9
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une
						filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables détenues

						par Brookfield .....................................................................................................	9	(157)	(317)

Actions de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation ...............................			9	(139)	—

Actions privilégiées ................................................................................................			9	15	(39)

Capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées ..........................			10	14	12

Capitaux propres des commanditaires ...........................................................................			11	(222)	(438)

				(886) $	(1 723) $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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					BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

						Cumul des autres éléments du résultat global	Participations ne donnant pas le contrôle
								Participations ne
			donnant pas le
							Participations					Participation	contrôle ayant
							ne donnant						de	droit au résultat
											Capitaux	pas le					commandité	net dans une
									Pertes	Total des														propres des	contrôle ayant					dans une	filiale société de
				actuarielles						Placements	capitaux														comman-	droit au						filiale	portefeuille –
	Capitaux								sur les	Couver-					dans des	propres														ditaires	résultat net				société de	parts rachetables/
					NON AUDITÉ	propres des		régimes à	tures de					titres de	des														détenant	Actions de	dans les				portefeuille	échangeables	Total des
					TRIMESTRES CLOS LES 31 MARS	comman-										Écart de	Écart de	prestations	flux de					capitaux	comman-													des parts	Actions		catégorie A de	filiales en					détenue par	détenues par	capitaux
					(EN MILLIONS)	ditaires										conversion	réévaluation						définies	trésorerie					propres	ditaires													privilégiées	privilégiées		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 .................................	(66)					—	—									—	—					—	(66)						14	7	(41)		57						20	(46)											(55)
					Autres éléments du résultat
					global .......................................	—										(110)	(57)									2	8					1	(156)						—	8	(98)		(472)						(2)	(111)	(831)
					Apports en capital (note 9) ..........	—					—	—									—	—					—	—						—	—	—		814						—	—											814
					Distributions ou dividendes
					déclarés ....................................	(84)					—	—									—	—					—	(84)						(14)	(7)	(52)		(118)						(21)	(59)											(355)
					Régime de réinvestissement des
					distributions .............................	2					—	—									—	—					—	2						—	—	—		—						—	—											2
					Divers .........................................	(61)					(4)	8									—	—					1	(56)						—	—	(33)		223						(3)	(39)											92
					Variation au cours de la
					période .....................................	(209)										(114)	(49)									2	8					2	(360)						—	8	(224)		504						(6)	(255)	(333)
					Solde au 31 mars 2021 ................ (1 197) $			(834) $	5 546 $									(4) $ (31) $	5 $	3 485 $							1 028 $	617 $	2 184 $	11 604 $					50 $	2 466 $	21 434 $

					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 .................................	2					—	—									—	—					—	2						12	7	—		50						16	2											89
					Autres éléments du
					résultat global ...........................	—										(430)	—									1	(6)					(5)	(440)						—	(46)	—		(1 000)						(7)	(319)	(1 812)
					Parts de société en commandite
					privilégiées émises ...................	—					—	—									—	—					—	—						195	—			—						—	—											195
					Apports en capital .......................	—					—	—									—	—					—	—						—	—	—		8						—	—											8
					Cessions .....................................	7					—	(7)									—	—					—	—						—	—	—		—						—	—											—
					Distributions ou dividendes
					déclarés ....................................	(99)					—	—									—	—					—	(99)						(12)	(7)	—		(134)						(17)	(72)											(341)
					Régime de réinvestissement des
					distributions .............................	1					—	—									—	—					—	1						—	—	—		—						—	—											1
					Divers .........................................	8					7	5									—	(13)					(11)	(4)						—	—	—		(14)						—	(3)											(21)
																																										Variation au cours de la période ..	(81)											(423)	(2)		1	(19)	(16)	(540)	195	(46)	—	(1 090)	(8)	(392)	(1 881)
					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 $
					Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires.
		Rapport intermédiaire	31 mars 2021
Brookfield Renewable Partners L.P.

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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P. TABLEAUX CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
				Trimestres clos les 31 mars
NON AUDITÉ
(EN MILLIONS)			Note	2021	2020
Activités d’exploitation
Résultat net ..................................................................................................................................					(55) $	89 $
Ajustements pour tenir compte des éléments sans effet de trésorerie suivants :
Charge d’amortissement.......................................................................................................			7	368	337
Perte latente (profit latent) de change et sur les instruments financiers ................................			4	(27)	(20)
Quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode
						de la mise en équivalence ...............................................................................................	12		(5)	(2)
Charge (recouvrement) d’impôt différé ...............................................................................			6	(33)	23
Autres éléments sans effet de trésorerie ...............................................................................				14	15
Dividendes reçus des participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence ......................................................................................................................			12	27	14
Variation dans les montants à payer à des parties liées ou à recevoir de
parties liées .............................................................................................................................				18	6
Variation net e des soldes du fonds de roulement ........................................................................				44	(3)
				351	459
Activités de financement
Papier commercial et facilités de crédit de la société mère, montant net .....................................			8		(3)	38
Produits tirés des emprunts sans recours......................................................................................			8	1 037	615
Remboursement des emprunts sans recours .................................................................................			8	(354)	(617)
Remboursement d’obligations locatives ......................................................................................					(9)	(9)
Apports en capital des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat
net dans les filiales en exploitation ..........................................................................................			9	814	16
Remboursements de capital à des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales en exploitation .............................................................................				—	(7)
Émission de parts de société en commandite privilégiées ............................................................			10	—	195
Distributions versées :
Aux participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les
						filiales en exploitation .....................................................................................................	9	(118)	(134)
Aux porteurs d’actions privilégiées ......................................................................................			9		(7)	(7)
Aux commanditaires détenant des parts privilégiées ............................................................			10	(14)	(11)
Aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield ou de BRELP et aux actionnaires de
						Brookfield Renewable Corporation ................................................................................	8, 10	(216)	(182)
Emprunts auprès de parties liées ..................................................................................................			18	410	—
Remboursements à des parties liées .............................................................................................			18	(165)	—
				1 375	(103)
Activités d’investissement
Investissement dans des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence .............................................................................................................................				(44)	(12)
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie dans l’entité
acquise ....................................................................................................................................				(1 428)	(106)
Investissement dans les immobilisations corporelles ...................................................................			7	(289)	(65)
Produit de la cession d’actifs .......................................................................................................			3	—	94
Achats d’actifs financiers ............................................................................................................			4	—	(36)
Produit tiré des actifs financiers ..........................................................................			4	46	35
Liquidités soumises à restrictions et autres ..................................................................................				(50)	(50)
				(1 765)	(140)
Perte (profit) de change sur la trésorerie .....................................................................................				(11)	(15)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
(Diminution) augmentation ..................................................................................................				(50)	201
Variation nette de la trésorerie classée comme actif détenu en vue de la vente ....................				(23)	(4)
Solde au début de la période ................................................................................................				431	352
Solde à la fin de la période ...................................................................................................					358 $	549 $
Renseignements supplémentaires sur les flux de trésorerie :
Intérêts payés .......................................................................................................................					205 $	201 $
Intérêts reçus ........................................................................................................................					12 $	6 $
Impôts sur le résultat payés ..................................................................................................					11 $	21 $
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés intermédiaires
							.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

		Page 53

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

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

Notes des états financiers consolidés

Page

Brookfield ») consistent à détenir un portefeuille de centrales de

production d’énergie renouvelable principalement en Amérique du

Nord, en Colombie, au Brésil, en Europe, en Inde et en Chine. Sauf indication contraire, « Énergie Brookfield » désigne

Mode de présentation et principales

méthodes comptables

Acquisitions

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

Actifs détenus en vue de la vente

compris Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »). Sauf

indication contraire, « la société en commandite » désigne

Gestion des risques et instruments financiers

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

Informations sectorielles

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

Impôts sur le résultat

Immobilisations corporelles

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

Emprunts

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

Participations ne donnant pas le contrôle

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

Capitaux propres des commanditaires

échangeables de catégorie A (les « actions échangeables de

10.

BEPC ») de Brookfield Renewable Corporation (« BEPC »)

détenant des parts privilégiées

Capitaux propres des commanditaires

détenues par le public et par Brookfield, les parts de société en

11.

commandite rachetables/échangeables (les « parts de société en

Participations comptabilisées selon la

commandite rachetables/échangeables ») détenues dans Brookfield

12.

méthode de la mise en équivalence

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

13.

Trésorerie et équivalents de trésorerie

portefeuille d’Énergie Brookfield détenue par Brookfield, et la

Liquidités soumises à restrictions

14.

participation de commandité (la « participation de commandité »)

Créances clients et autres actifs courants

dans BRELP détenue par Brookfield. Les porteurs de parts de

15.

société en commandite, de parts de société en commandite

16.

Dettes fournisseurs et autres créditeurs

rachetables/échangeables, de la participation de commandité et

Engagements, éventualités et garanties

17.

d’actions échangeables de BEPC sont désignés collectivement les

Transactions entre parties liées

18.

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

Filiales faisant appel public à l’épargne

en commandite, les parts de société en commandite

19.

rachetables/échangeables, la participation de commandité et les

20.

Événements postérieurs à la date de clôture

actions échangeables de BEPC sont désignées collectivement les

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

créée en vertu des lois des Bermudes, conformément à une

convention de société en commandite modifiée et reformulée en

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

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

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

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

société mère ultime est Brookfield Asset Management Inc.

(« Brookfield Asset Management »).

Brookfield Asset

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

désignées, individuellement et collectivement, comme

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

« BEPC » à la Bourse de New York et à la Bourse de Toronto. Les parts de société en commandite sont négociées à la Bourse de

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

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

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

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

Bourse de Toronto respectivement sous les symboles

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

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

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

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

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

31 mars 2021

Page 54


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 4 mai 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, 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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

		Page 55


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.
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.
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 aux États-Unis ») situés aux États-Unis. Le prix de
cette acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et de clôture, s’élève à 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 provenant du portefeuille éolien aux États-Unis se seraient élevés à 48 millions $ pour le
trimestre clos le 31 mars 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 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 provenant du portefeuille de production décentralisée aux États-Unis se seraient élevés à
16 millions $ pour le trimestre clos le 31 mars 2021.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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La répartition provisoire du prix d’acquisition, à la juste valeur, à l’égard des acquisitions est la suivante :
					Portefeuille
				de
					production
		Portefeuille			décentralisée
		éolien aux		aux
					États-Unis						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	26	55

Immobilisations corporelles ...........................................................................						1 587	751	2 338
Passifs courants ..............................................................................................						(11)	(7)				(18)

Tranche courante des emprunts sans recours .................................................						(85)	(7)				(92)
Instruments financiers ....................................................................................						(18)	—				(18)

Emprunts sans recours ...................................................................................						(742)		(124)	(866)
Provisions ......................................................................................................						(35)	(52)				(87)

Autres passifs non courants ...........................................................................						(31)	(21)				(52)

Juste valeur des actifs nets acquis ..................................................................						744	572	1 316
Goodwil ........................................................................................................						—	112				112
Prix d’acquisition ...........................................................................................						744 $	684 $	1 428 $
3. ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE Au 31 mars 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 en Europe, aux États-Unis et en Asie. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu un contrat exécutoire visant
la vente de sa participation de 100 % dans un portefeuille éolien d’actifs en exploitation et de projets de développement en
Irlande d’une puissance de 656 MW (le « portefeuille éolien en Irlande »), pour un produit de 355 millions $ (montant net
de 142 millions $ pour Énergie Brookfield). Énergie Brookfield détient une participation financière de 40 % dans chacune
des entités des projets au sein du portefeuille éolien en Irlande et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux
conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a conclu un contrat exécutoire visant la vente de sa participation de
100 % dans un portefeuille éolien de projets de développement en Écosse d’une puissance de 271 MW (le « portefeuille
éolien en Écosse »), pour un produit de 100 millions $ (montant net de 100 millions $ pour Énergie Brookfield). Énergie
Brookfield détient une participation financière de 100 % dans chacune des entités des projets au sein du portefeuille éolien
en Écosse et 100 % des droits de vote. La transaction est assujettie aux conditions de clôture habituelles. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu 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 de 365 millions $ (montant net de 161 millions $ pour Énergie
Brookfield). 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.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		31 mars 2021

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Le tableau suivant présente un sommaire des principaux actifs et passifs classés comme étant détenus en vue de la vente

aux :

31 mars

31 décembre

2021

2020

(EN MILLIONS)

Actif

Trésorerie et équivalents de trésorerie ................................................................................

27 $

4 $

Liquidités soumises à restrictions .......................................................................................

Créances clients et autres actifs courants ...........................................................................

Immobilisations corporelles ...............................................................................................

1 321

Autres actifs non courants ..................................................................................................

—

Actifs détenus en vue de la vente ..........................................................................................

1 476 $

57 $

Passif

Passifs courants ..................................................................................................................

52 $

— $

Dette à long terme ..............................................................................................................

637

Autres passifs non courants ................................................................................................

119

Passifs directement rattachés à des actifs détenus en vue de la vente ...................................

808 $

14 $

4. GESTION DES RISQUES ET INSTRUMENTS FINANCIERS GESTION DES RISQUES Énergie Brookfield court divers risques financiers en raison de ses activités, y compris le risque de marché (c’est-à-dire le

risque sur marchandises, le risque de taux d’intérêt et le risque de change), le risque de crédit et le risque de liquidité.

Énergie Brookfield a recours principalement à des instruments financiers pour gérer ces risques.

Il n’y a eu aucune autre modification importante au chapitre des risques auxquels Énergie Brookfield est exposée par

rapport à ceux énoncés dans les états financiers consolidés audités en date du 31 décembre 2020.

Informations sur la juste valeur La juste valeur constitue le prix qui serait reçu à la vente d’un actif, ou payé au transfert d’un passif dans une transaction

ordonnée entre les participants du marché, à la date d’évaluation.

Lorsque la juste valeur est établie à l’aide de modèles d’évaluation, il faut avoir recours à des hypothèses quant au montant

et à l’échéancier des flux de trésorerie futurs estimatifs et aux taux d’actualisation. Pour déterminer ces hypothèses, la

direction se base principalement sur des données de marché externes facilement observables, comme les courbes des taux

d’intérêt, les taux de change, les prix des marchandises et, selon le cas, les écarts de taux.

L’évaluation de la juste valeur d’un actif non financier représente la contrepartie qui serait reçue dans le cadre d’une

transaction ordonnée entre les participants du marché, compte tenu d’une utilisation optimale de l’actif.

Les actifs et les passifs mesurés à la juste valeur sont classés dans l’un des trois niveaux de la hiérarchie décrite ci-dessous.

Chaque niveau correspond à un degré de fiabilité des données utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des actifs et

des passifs.

Niveau 1 – Données fondées sur les prix cotés non ajustés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques;

Niveau 2 – Données autres que les prix cotés du niveau 1, observables pour l’actif ou le passif de façon directe

ou indirecte;

Niveau 3 – Données liées à l’actif ou au passif qui ne sont pas fondées sur des données observables sur le marché.

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Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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Le tableau suivant présente les actifs et les passifs d’Énergie Brookfield évalués et présentés à la juste valeur et classés
selon la hiérarchie des justes valeurs aux :
				31 décembre 2020
		31 mars 2021
	Niveau 1				Niveau 2 Niveau 3 Total	Total
(EN MILLIONS)
Actifs évalués à la juste valeur :
Trésorerie et équivalents de trésorerie .......................								358 $		— $									— $	358 $	431 $
Liquidités soumises à restrictions1 .............................								365		—									—				365		283
Actifs liés à des instruments financiers2
Contrats d’énergie dérivés .......................................					—		48									44				92		135
Swaps de taux d’intérêt ............................................					—		19									—				19		—
Swaps de change ......................................................					—		46									—				46						4
Placements dans des titres de créance et titres de

capitaux propres3 ...................................................					—	37									96	133	175
Immobilisations corporelles ......................................					—		—						44 280 44 280	44 590
Passifs évalués à la juste valeur :
Passifs liés à des instruments financiers2
Contrats d’énergie dérivés .......................................					—		(47)									—				(47)		(33)
Swaps de taux d’intérêt ............................................					—		(319)									—	(319)	(422)
Swaps de change ......................................................					—		(66)									—				(66)		(94)
Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à
							(354)
												des avantages fiscaux ..........................................	—	—									(354)	(402)
Contrepartie éventuelle4 ............................................					—		—									—				—						(1)
Passifs pour lesquels la juste valeur est présentée :
Emprunts de la société mère2 ...................................	(2 333)					—									—	(2 333)	(2 448)
Emprunt sans recours2 .............................................	(2 409)				(15 712)				—	(18 121)	(17 991)
Total ...........................................................................		(4 019) $ (15 994) $ 44 066 $ 24 053 $				24 227 $
1)	Comprennent le montant courant et le montant non courant inclus dans les autres actifs non courants.
2)	Comprennent les montants courants et non courants.
3)	Ne tiennent pas compte de placements dans des titres de créance de 173 millions $ (155 millions $ en 2020) évalués au coût amorti.
4)	Se rapporte à des regroupements d’entreprises comportant des obligations échéant en 2022.
Aucun reclassement n’a eu lieu au cours du trimestre clos le 31 mars 2021.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		31 mars 2021

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Information sur les instruments financiers Le tableau suivant présente le montant total des positions nettes en instruments financiers d’Énergie Brookfield aux :

				31 décembre 2020
		31 mars 2021
								Actif	Actif

					Actif	Passif				(passif) net	(passif) net
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés ........................................					92 $									47 $	45 $	102 $
Swaps de taux d’intérêt ............................................					19					319		(300)	(422)
					46					66		(20)
Swaps de change ......................................................			(90)
Placements dans des titres de créance et titres de

capitaux propres ...................................................					306		—	306	330
Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des

avantages fiscaux .................................................					—		354	(354)	(402)
Total ..........................................................................					463					786		(323)	(482)

Moins : tranche courante ..........................................					69		263	(194)	(221)
Tranche non courante ...............................................					394 $					523 $		(129) $	(261) $
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 leurs participations sont
classés comme des passifs liés à des instruments financiers dans les états consolidés de la situation financière. Le profit ou la perte sur les passifs liés aux capitaux propres donnant droit aux avantages fiscaux sont comptabilisés au
poste (Profit) perte de change et sur les instruments financiers dans les comptes consolidés de résultat.


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire		31 mars 2021

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e) Placements dans des titres de créance et titres de capitaux propres Les placements d’Énergie Brookfield dans des titres de créance et des titres de capitaux propres consistent en des
placements dans des titres non cotés en Bourse qui sont comptabilisés à la juste valeur à l’état de la situation financière.
Le tableau suivant présente les profits (pertes) inclus au poste Change et instruments financiers dans les comptes
consolidés intermédiaires de résultat pour les trimestres clos les 31 mars :
			Trimestres clos les 31 mars

			2021		2020
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés .......................................................................................................					(41) $		17 $
Swaps de taux d’intérêt ...........................................................................................................					53		(25)
Swaps de change .....................................................................................................................					59		72
Passifs liés aux capitaux propres donnant droit à des avantages fiscaux .................................					14			1
Profit (perte) de change ...........................................................................................................					(37)		(45)
					48 $		20 $
Le tableau suivant présente les profits (pertes) inclus dans le poste Autres éléments du résultat global des états consolidés
intermédiaires du résultat global pour les trimestres clos les 31 mars :
			Trimestres clos les 31 mars

			2021		2020
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés .......................................................................................................					40 $		37 $

Swaps de taux d’intérêt ...........................................................................................................					47		(57)
Swaps de change .....................................................................................................................				5		—
					92		(20)
Swaps de change – investissement net ....................................................................................					28		46

Placements dans des titres de créance et titres de capitaux propres .........................................				2	(10)
				122 $		16 $
Le tableau suivant présente les ajustements pour reclassement de montants comptabilisés en résultat net dans les états
consolidés intermédiaires du résultat global pour les trimestres clos les 31 mars :
			Trimestres clos les 31 mars

			2021		2020
(EN MILLIONS)
Contrats d’énergie dérivés .......................................................................................................					(55) $		(24) $
Swaps de taux d’intérêt ...........................................................................................................				3			5
					(52) $		(19) $



Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

		Page 61


5. INFORMATIONS SECTORIELLES Le chef de la direction et le chef de la direction des finances (collectivement, le principal décideur opérationnel)
d’Énergie Brookfield analysent les résultats de l’entreprise, gèrent les activités et affectent les ressources selon le type
de technologie.
Nos activités sont réparties selon les secteurs suivants : 1) hydroélectricité, 2) énergie éolienne, 3) énergie solaire,
4) transition énergétique (production décentralisée, accumulation par pompage, cogénération et biomasse) et 5) siège
social, et les catégories hydroélectricité et énergie éolienne sont également réparties par secteur géographique
(nommément Amérique du Nord, Colombie, Brésil, Europe et Asie). Cette répartition sectorielle correspond le mieux à la
façon dont le principal décideur opérationnel analyse les résultats, gère les activités et affecte les ressources.
Les informations présentées au principal décideur opérationnel sur les mesures utilisées pour évaluer le rendement et
affecter les ressources sont au prorata. Les informations au prorata reflètent la quote-part d’Énergie Brookfield dans des
centrales qu’elle inclut dans son périmètre de consolidation ou comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence et
pour lesquelles elle détient le contrôle ou exerce une influence notable ou un contrôle conjoint sur la participation. Les
informations au prorata offrent aux porteurs de parts (les porteurs de la participation de commandité, des parts de société
en commandite rachetables/échangeables, des actions échangeables de BEPC et des parts de société en commandite) une
perspective que le principal décideur opérationnel considère comme importante au moment d’effectuer des analyses
internes et de prendre des décisions stratégiques et opérationnelles. Le principal décideur opérationnel est également d’avis
que les informations au prorata permettent aux investisseurs de comprendre l’incidence des décisions qu’il prend et des
résultats financiers attribuables aux porteurs de parts d’Énergie Brookfield.
Les informations financières au prorata ne sont pas présentées, et ne sont pas destinées à être présentées, conformément
aux IFRS. Les tableaux présentant un rapprochement des données conformes aux IFRS et de celles présentées en fonction
de la consolidation 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 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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			Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
			évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
			éléments comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
			participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 31 mars 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 .............................											205 $	52 $							55 $	122 $	43 $											7 $	7 $						77 $	70 $	— $	638 $	(39) $	421 $	1 020 $
Autres produits ..................										5															8		—	1				42		—				—									6		3		9		74		(2)		(45)	27
Coûts d’exploitation directs										(69)		(12)												(20)		(42)			(18)		(3)						(1)							(24)		(27)		(7)	(223)		21	(189)	(391)
Quote-part du BAIIA ajusté
			découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence ......................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		—		—		20		10		30
BAIIA ajusté ......................										141		48												35		81			67																4		6											59	46		2	489	—	197
Coûts de service de gestion										—		—												—		—			—		—						—							—		—		(81)		(81)		—		—		(81)
Charge d’intérêts ................										(36)		(7)												(6)		(19)			(6)		(2)						(2)							(29)		(13)		(19)	(139)		6	(100)	(233)
Impôt exigible ....................										(1)		(2)												(2)		—			(1)		—						—							—		—		—		(6)		—		(10)		(16)
Distributions attribuables
			aux éléments suivants :
			Capitaux propres des
			commanditaires
			détenant des parts
			privilégiées ...................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		(14)		(14)		—		—		(14)
			Actions privilégiées ........							—		—												—		—			—		—						—							—		—		(7)		(7)		—		—		(7)
Quote-part des intérêts et
			de l’impôt payé en
			trésorerie découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence ......................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		—		—		(6)		(4)		(10)
Quote-part des fonds
			provenant des activités
			découlant des
			participations ne donnant
			pas le contrôle ..................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		—		—		—		(83)		(83)
Fonds provenant des
			activités............................							104		39												27		62			60																2		4											30	33	(119)		242	—	—
Charge d’amortissement.....										(65)		(14)												(6)		(59)			(22)		(3)						(3)							(44)		(20)		(1)	(237)		13	(144)	(368)
Profit (perte) de change et
			sur les instruments
			financiers .........................							(21)		(1)												3		(21)			4		(1)						—							10		—		27		—		—		48		48
Charge d’impôt différé .......										12		(1)												(2)		6			—		—						(1)							(3)		2		22		35		—		(2)		33
Divers ................................										(26)		—												—		(12)			(32)		—						1							(15)		(8)		(81)	(173)		2		72		(99)
Quote-part des résultats
			découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence ......................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		—		—		(15)		—		(15)
Perte nette attribuable aux
			participations ne donnant
			pas le contrôle ..................							—		—												—		—			—		—						—							—		—		—		—		—		26		26
Résultat net attribuable aux
			porteurs de parts2 .............								4 $	23 $							22 $	(24) $	10 $	(2) $	1 $									(22) $	7 $	(152) $	(133) $	— $	— $															(133) $
			1)	La quote-part des résultats découlant des participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de 5 millions $ est composée des montants présentés aux postes Quote-part 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 57 millions $ est
			composé des montants présentés aux postes Quote-part des fonds provenant des activités découlant des participations ne donnant pas le contrôle et Perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.
			2)	Le résultat net attribuable aux porteurs de parts comprend le résultat net attribuable aux parts de société en commandite, aux parts de société en commandite rachetables/échangeables, aux actions échangeables de BEPC et à
			la participation de commandité. Le total du résultat net comprend les montants attribuables aux porteurs de parts, aux participations ne donnant pas le contrôle, aux capitaux propres des commanditaires détenant des parts
			privilégiées et aux actions privilégiées.

	Rapport intermédiaire	31 mars 2021
Brookfield Renewable Partners L.P.

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			Le tableau qui suit présente les résultats de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et
			évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des comptes consolidés de résultat poste par poste, en regroupant les
			éléments comprenant les résultats des placements d’Énergie Brookfield dans des entreprises associées et en tenant compte de la portion de chaque poste attribuable aux
			participations ne donnant pas le contrôle pour le trimestre clos le 31 mars 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 ..............................											265 $	61 $						60 $	60 $	22 $											4 $	6 $								34 $	33 $	— $	545 $	(21) $	525 $	1 049 $
Autres produits ...................										1														3		2	2				—		—						—									1		1		2		12		(3)		6		15
Coûts d’exploitation directs										(69)		(17)											(26)		(14)			(9)		(1)						(1)									(11)		(13)		(5)	(166)		9	(169)	(326)
Quote-part du BAIIA ajusté
			découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence .......................							—		—											—		—			—		—						—									—		—		—		—		15		8		23
BAIIA ajusté .......................										197		47											36		48			13																	3		5												24		21	(3)	391	—	370
Coûts de service de gestion .										—		—											—		—			—		—						—									—		—		(33)		(33)		—		(7)		(40)
Charge d’intérêts .................										(39)		(4)											(7)		(18)			(3)		(2)						(2)									(16)		(4)		(18)	(113)		3	(129)	(239)
Impôt exigible .....................										(3)		(2)											(4)		—			—		—						—									—		—		—		(9)		1		(12)		(20)
Distributions attribuables
			aux éléments suivants :
			Capitaux propres des
			commanditaires détenant
			des parts privilégiées ......							—		—											—		—			—		—						—									—		—		(12)		(12)		—		—		(12)
			Actions privilégiées .........							—		—											—		—			—		—						—									—		—		(7)		(7)		—		—		(7)
Quote-part des intérêts et de
			l’impôt payé en trésorerie
			découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence .......................							—		—											—		—			—		—						—									—		—		—		—		(4)		(8)		(12)
Quote-part des fonds
			provenant des activités
			découlant des
			participations ne donnant
			pas le contrôle ...................							—		—											—		—			—		—						—									—		—		—		—		—	(214)	(214)
Fonds provenant des activité										155		41											25		30			10																	1		3												8		17	(73)	217	—	—
Charge d’amortissement......										(58)		(20)											(6)		(42)			(12)		(4)						(3)									(19)		(5)		(1)	(170)		6	(173)	(337)
Profit (perte) de change et
			sur les instruments
			financiers ..........................							18														7		5	(2)				(10)		—						(3)									(2)		1		(13)		1		2		17		20
Charge
			d’impôt différé ..................							(20)														1		(1)	(2)				1		—						—									(2)		—		17		(6)		—		(17)		(23)
Divers .................................										(20)		(4)											—		6			—		(1)						2									(3)		—		(2)		(22)		1		9		(12)
Quote-part des résultats
			découlant des
			participations
			comptabilisées selon la
			méthode de la mise en
			équivalence .......................							—		—											—		—			—		—						—									—		—		—		—		(9)		—		(9)
Perte nette attribuable aux
			participations ne donnant
			pas le contrôle ...................							—		—											—		—			—		—						—									—		—		—		—		—		164											164
Résultat net attribuable aux
			porteurs de parts2 ..............								75 $	25 $						23 $	(10) $	(11) $	(4) $	(1) $										(18) $	13 $	(72) $	20 $	— $	— $	20 $
			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 50 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.



	Rapport intermédiaire	31 mars 2021
Brookfield Renewable Partners L.P.

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				Le tableau qui suit présente de l’information relative aux états de la situation financière de chaque secteur selon la répartition sectorielle établie par la direction pour
				prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et évaluer le rendement ainsi que le rapprochement des résultats au prorata d’Énergie Brookfield et des états de la
				situation financière consolidés, en regroupant les éléments comprenant les résultats des placements dans des entreprises associées à Énergie Brookfield et en tenant
				compte de la portion de chaque poste attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle :
						Apport des
					Attribuable aux porteurs de parts	participations		Attribuables
						comptabilisées	aux
					Hydroélectricité							Énergie éolienne
							selon la	participations
						méthode de la		ne donnant
							mise en	pas le	Selon	Énergie										Transition			Amérique																	Colombie Amérique	Europe
						équivalence	contrôle	les IFRS	solaire										énergétique	Siège social	Total	(EN MILLIONS)								du Nord	Brésil					du Nord	Brésil	Asie

				Au 31 mars 2021 :
				Trésorerie et
				équivalents de													40 $
				trésorerie ..............										37 $		5 $												8 $	25 $		43 $	1 $	4 $											85 $		2 $		250 $	(32) $	140 $	358 $
				Immobilisations	1 403 1 823 3 190												2 051	(991) 19 142
				corporelles ...........									12 861				921		247						177	3 456												—	26 129	44 280
	1 591 2 053 3 906									2 304	(435) 22 126
				Total de l’actif .........									13 565	1 353		262						276	3 845												55	29 210	50 901
	230									1 191	(358) 6 734
				Total des emprunts ..									3 390	421	1 912				532		65						124	2 565											2 169	12 599	18 975
	133									100
				Autres passifs ..........									3 198	509	971				347		7						22											449	1 047	6 783	(77)		3 786	10 492
				Pour le trimestre
				clos le 31 mars
				2021 :
				Nouvelles
				immobilisations	15												15
				corporelles ........									26	29	23				62		—						—											21		1				192	(1)		100	291
				Au 31 décembre
				2020 :
				Trésorerie et
				équivalents de													48 $
				trésorerie ..............										38 $		6 $																		6 $			36 $			60 $	1 $	3 $										86 $	7 $		291 $	(20) $	160 $	431 $
				Immobilisations	1 544												1 880	(940) 18 460
				corporelles ...........									12 983	1 965	3 606	1 095		274						175	3 548												—	27 070	44 590
	1 751									2 101	(387) 20 711
				Total de l’actif .........									13 628	2 201	3 801	1 267		292						272	3 985												100	29 398	49 722
	245									864	(332) 6 210
				Total des emprunts ..								3 439		439	1 680				669		66						125	2 534											2 143	12 204	18 082
	153									211
				Autres passifs ..........								3 232		556		773				220		8						22											568		784	6 527	(55)		3 401	9 873
				Pour le trimestre
				clos le 31 mars
				2020 :
				Nouvelles
				immobilisations													2
				corporelles ........								12	8																	1		9				2		—						—										21	1		56	(17)	58	97

		Rapport intermédiaire	31 mars 2021
Brookfield Renewable Partners L.P.

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Informations géographiques Le tableau suivant présente les produits consolidés par type de technologie et par région géographique pour les trimestres
clos les 31 mars :
				Trimestres clos les 31 mars

						2021			2020
(EN MILLIONS)
Hydroélectricité
Amérique du Nord ...............................................................................................................				271 $			338 $
Brésil ...................................................................................................................................						56						72
Colombie .............................................................................................................................				227		247
				554		657
Énergie éolienne
Amérique du Nord ...............................................................................................................				178		125
Europe .................................................................................................................................						68						66
Brésil ...................................................................................................................................						17						13
Asie .....................................................................................................................................						29						22
				292		226
Énergie solaire .......................................................................................................................									123		112
Transition énergétique ..........................................................................................................						51						54
Total ........................................................................................................................................				1 020 $			1 049 $
Le tableau suivant présente les immobilisations corporelles et les participations comptabilisées selon la méthode de la mise
en équivalence par secteur géographique :
									31 mars 2021 31 décembre 2020
(EN MILLIONS)
États-Unis					.................................................................................	24 015 $	22 955 $
Colombie					..................................................................................	7 577			8 150
Canada					.....................................................................................	4 890			4 880
Brésil										......................................................................................	3 100		3 308
Europe					.....................................................................................	4 837			5 417
Asie	........................................................................................				842			851
				45 261 $	45 561 $
6. IMPÔTS SUR LE RÉSULTAT Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, le taux d’imposition effectif d’Énergie Brookfield s’est établi à 24 % (33 % 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	31 mars 2021

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7. 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 ........................................................................								140	62				77	12		291
Acquisitions par voie de regroupements

d’entreprises ...........................................................				—	1 587					751	—	2 338

Transferts vers les actifs détenus en vue de la vente ..				—	(1 271)					—	—	(1 271)
Éléments comptabilisés par le biais des autres

éléments du résultat global

Variation de la juste valeur .......................................				—	(272)					—	—	(272)

Écart de conversion ..................................................								(752)	(125)				(138)	(13)	(1 028)

Éléments comptabilisés par le biais du résultat net

Charge d’amortissement ...........................................								(135)	(147)				(83)	(3)	(368)
	27 671 $
Au 31 mars 20213 ......................................................		8 844 $				7 619 $	146 $	44 280 $
1)	Comprend la biomasse et la cogénération.
2)	Comprend des actifs en construction de 652 millions $ (598 millions $ en 2020).
3)	Comprend des actifs au titre de droits d’utilisation non assujettis à la réévaluation de 75 millions $ (74 millions $ en 2020) du secteur
hydroélectricité, de 181 millions $ (185 millions $ en 2020) du secteur énergie éolienne, de 187 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		31 mars 2021

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8. EMPRUNTS Emprunts de la société mère Le tableau suivant présente les composantes des emprunts de la société mère aux :
					31 mars 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				16	119	150							5,8	16				118	160 $

Série 9 (400 $ CA) .......	3,8				4	318	345							3,8			4	314	348

Série 10 (500 $ CA) .....	3,6				6	399	433							3,6			6	392	441

Série 11 (475 $ CA) .....	4,3				8	378	428							4,3			8	373	442

Série 12 (475 $ CA) .....	3,4				9	378	403							3,4			9	373	420

Série 13 (300 $ CA) .....	4,3				29	239	261							4,3	29				236	287

Série 14 (425 $ CA) ....	3,3				29	338	313							3,3	30				334	347
												2 169									2 140 2 445 $
	3,9				13		2 333		3,9	14
Total des emprunts de la société mère ..................		2 169 2 333 $								2 143 2 448
Ajouter : primes non amorties1 .............................			3														3	3
Déduire : coûts de financement non amortis1 .......			(10)															(11)
Déduire : tranche courante ....................................			—															(3)
																2 162 $						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 31 mars 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 17, « Engagements, éventualités et garanties »,
pour des informations sur les lettres de crédit émises par des filiales. Le tableau qui suit résume la portion non utilisée des facilités de crédit de la société aux :
						31 mars					31 décembre
(EN MILLIONS)										2021	2020
Facilités de crédit autorisées de la société mère1 ......................................................................										2 375 $	2 150 $
Facilité de lettres de crédit autorisée .........................................................................................										400		400
										(267)
Lettres de crédit émises ............................................................................................................				(300)
Tranche non utilisée des facilités de crédit de la société mère ..................................................										2 508 $	2 250 $
1)		Les montants sont garantis par Énergie Brookfield.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire		31 mars 2021

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Billets à moyen terme Les billets à terme sont des obligations contractées par une filiale de financement d’Énergie Brookfield, Brookfield
Renewable Partners ULC (« Finco ») (se reporter à la note 19, « Filiales faisant appel public à l’épargne »). Finco peut
rembourser de temps à autre une partie ou la totalité des emprunts, conformément aux modalités de l’acte de fiducie. Le
solde est exigible à l’échéance et les intérêts sur les emprunts de la société mère sont payés semestriellement. Les billets à
terme à payer par Finco sont garantis sans condition par Énergie Brookfield, Brookfield Renewable Energy L.P.
(« BRELP ») et certaines autres filiales. Emprunts sans recours Les emprunts sans recours sont habituellement des emprunts sans recours, à long terme, et grevant des actifs précis,
libellés dans la monnaie locale de la filiale. Les emprunts sans recours 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 31 mars 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 :

		31 mars 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 .............	4,8			8	6 916 $							7 435 $	4,8	9				6 989 $	7 853 $
Énergie éolienne ............	4,0			9	4 542							4 869	4,3	10				4 324	4 785
Énergie solaire ...............	3,5			11	3 706							4 150	3,6	12				3 684	4 247
Transition énergétique ....	3,2			9	1 604							1 667	3,8	11				1 009	1 106
Total ..................................	4,1			9 16 768 $ 18 121 $	4,3	10 16 006 $ 17 991 $

Ajouter : primes non amorties2 ..........................		149													63

Déduire : coûts de financement non amortis2 .....		(104)												(122)
		(1 182)
Déduire : tranche courante .................................														(1 026)
								15 631 $
									14 921 $
1)		Comprennent un montant de 253 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.



Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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

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

en exploitation .......................................................................................................................				11 604 $	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 .............................			2 466	2 721

Actions échangeables de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation ............................			2 184	2 408

Actions privilégiées ...................................................................................................................			617	609
				16 921 $	16 894 $


Brookfield Renewable Partners L.P.	Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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				Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation La variation nette des participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans les filiales en exploitation se présente comme suit :
												Participations
												ne donnant
	Brookfield												pas le
	Americas					Brookfield		Brookfield	Brookfield			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 ........................................	(1)	4	(24)				6						8	6		47	—				11	57
				Autres éléments du résultat global .....	(91)	(35)					(128)	(8)						5	—						(219)	(1)				5	(472)
				Apports en capital ..............................	—	—	—				814						—	—		—	—				—	814
				Distributions ......................................	(3)	(5)	(66)				(3)						(9)	—		(28)	—				(4)	(118)
				Divers ................................................	—	1	(7)				1												209	—		—	—				19	223
				Au 31 mars 2021 ................................	907 $	1 959 $					3 398 $	1 220 $												840 $	103 $						2 451 $	13 $		713 $	11 604 $
				Participations détenues par des tiers ...	75 %-80 %									43 %-60 %	23 %-71 %	75 %						50 %	25 %			53 %		0,3 %	20 %-50 %



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Participations de commandité dans une filiale société de portefeuille détenue par Brookfield, participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de portefeuille – parts rachetables/échangeables
détenues par Brookfield et actions échangeables de catégorie A de Brookfield Renewable Corporation détenues par des
actionnaires publics et Brookfield Brookfield, à titre de détenteur de la participation de commandité de 1 % dans BRELP détenue par Brookfield (la
« participation de commandité »), a le droit de recevoir les distributions régulières, en plus d’une distribution incitative
fondée sur le montant par lequel les distributions trimestrielles dépassent les niveaux cibles. Si les distributions des parts
de société en commandite dépassent les niveaux cibles trimestriels de 0,2000 $ par part de société en commandite, la
distribution incitative correspond alors à 15 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Si les distributions
trimestrielles des parts de société en commandite dépassent les niveaux cibles de 0,2253 $ par part de société en
commandite, la distribution incitative équivaut alors à 25 % de toutes les distributions au-dessus de ce seuil. Les capitaux propres consolidés comprennent les parts de société en commandite rachetables/échangeables, 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 clos le
31 mars 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 609 actions échangeables de BEPC contre des
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 31 mars 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), 172 202 198 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 clos le 31 mars 2021. Aucune part de société en commandite n’a été
rachetée au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020.


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	Distributions Le tableau suivant présente la répartition des distributions pour les trimestres clos les 31 mars :
							Trimestres clos les 31 mars

							2021	2020
(EN MILLIONS)
Participation de commandité dans une filiale société de portefeuil e
	détenue par Brookfield ..............................................................................................................							1 $	1 $
Distribution incitative ...................................................................................................................								20	16
								21		17
Participations ne donnant pas le contrôle ayant droit au résultat net dans une filiale société de
	portefeuil e – parts rachetables/échangeables détenues par Brookfield ....................................							59		72
Actions échangeables de BEPC détenues par
	Brookfield .............................................................................................................................							12		—
	Porteurs d’actions externes ...................................................................................................							40		—
Total des actions échangeables de BEPC ......................................................................................								52		—
								132 $	89 $

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

					des		Date de						les 31 mars							Valeur comptable aux
											dividendes	rachat
										Actions en	cumulatifs	la plus				31 mars	31 décembre
										circulation	(%)	rapprochée	(EN MILLIONS, SAUF						2021		2020	2021	2020
	INDICATION CONTRAIRE)
	Série 1 (136 $ CA) ....	6,85			3,36 avril 2025		1 $								1 $		136 $	134 $
	Série 2 (113 $ CA)1 ...	3,11			2,74 avril 2025	1								1	62					62
	Série 3 (249 $ CA) ....	9,96			4,40 juillet 2024	2								2	198					195
	Série 5 (103 $ CA) ....	4,11			5,00 avril 2018	1								1	82					81
	Série 6 (175 $ CA) ....	7,00			5,00 juillet 2018	2								2	139					137
		31,03						7 $								7 $		617 $	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 31 mars 2021, aucune des actions privilégiées de catégorie A n’avait été rachetée par Actions privilégiées ERB. Actions privilégiées de catégorie A – offre publique de rachat dans le cours normal des activités En juillet 2020, 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 2021 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. Aucune action n’a été rachetée au cours du trimestre clos le
	31 mars 2021.


	Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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10. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES DÉTENANT DES PARTS PRIVILÉGIÉES Les capitaux propres des commanditaires détenant des parts privilégiées d’Énergie Brookfield sont composés des parts de
société en commandite privilégiées de catégorie A présentées comme suit :
				Taux de	Distributions déclarées
							rendement	pour les trimestres clos

				des		Date de					les 31 mars							Valeur comptable aux
							dividendes	rachat
						Actions en	cumulatifs	la plus								31 mars	31 décembre
(EN MILLIONS, SAUF						2021									2020
						circulation	(%)	rapprochée	INDICATION CONTRAIRE)									2021	2020
										.....
Série 5 (72 $ CA)	2,89			5,59 avril 2018	1 $						1 $		49 $			49 $
Série 7 (175 $ CA)						....	7,00				5,50 janvier 2026	2							2	128	128
						....
Série 9 (200 $ CA)	8,00			5,75 juillet 2021	2							2	147		147
Série 11 (250 $ CA)						..	10,00				5,00 avril 2022	2							2	187	187
						..
Série 13 (250 $ CA)	10,00			5,00 avril 2023	2							2	196		196
Série 15 (175 $ CA)						..	7,00				5,75 avril 2024	2							2	126	126
Série 17 (200 $) .........	8,00			5,25 mars 2025	3							1	195		195

	52,89					14 $						12 $		1 028 $	1 028 $
Au 31 mars 2021, aucune part de société en commandite privilégiée de catégorie A, série 5 n’avait été rachetée.
En juillet 2020, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Énergie Brookfield lui signifiant son intention de
renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités visant ses parts de société en commandite
privilégiées de catégorie A en circulation pour une année supplémentaire, soit jusqu’au 8 juillet 2021, ou plus tôt si les
rachats sont terminés avant cette date. Dans le cadre de cette offre publique de rachat dans le cours normal des activités,
Énergie Brookfield peut racheter jusqu’à 10 % du flottant total de chacune des séries de parts privilégiées de catégorie A.
Les porteurs de parts peuvent obtenir sans frais une copie de l’avis en communiquant avec Énergie Brookfield. Aucune
action n’a été rachetée au cours du trimestre clos le 31 mars 2021.
11. CAPITAUX PROPRES DES COMMANDITAIRES Capitaux propres des commanditaires Au 31 mars 2021, un total de 274 883 309 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 clos le 31 mars 2021, 41 810 parts de société en commandite (58 767 parts de société en
commandite en 2020) ont été émises dans le cadre du régime de réinvestissement des distributions, pour un coût total de
2 millions $ (1 million $ en 2020).
Pour le trimestre clos le 31 mars 2021, les porteurs d’actions échangeables de BEPC ont échangé 3 609 actions
échangeables (aucune en 2020) contre des parts de société en commandite d’une valeur de moins de 1 million $ (néant en
2020).
Au 31 mars 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, 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 31 mars 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.


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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 clos le 31 mars 2021.

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

clos les 31 mars :

Trimestres clos les 31 mars

(EN MILLIONS)

2021

2020

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

21 $

31 $

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

84 $

99 $

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.

12. PARTICIPATIONS COMPTABILISÉES SELON LA MÉTHODE DE LA MISE EN ÉQUIVALENCE Le tableau suivant présente les participations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence d’Énergie

Brookfield pour le trimestre clos le 31 mars 2021 :

31 mars

2021

(EN MILLIONS)

Solde au début de l’exercice .................................................................................................................................

971 $

Participation .........................................................................................................................................................

Quote-part du résultat net .....................................................................................................................................

Quote-part des autres éléments du résultat global ................................................................................................

(5)

Dividendes reçus ..................................................................................................................................................

(27)

Écart de conversion et autres ................................................................................................................................

(7)

Solde à la fin de l’exercice ...................................................................................................................................

981 $

Au cours du trimestre, Énergie Brookfield, avec ses partenaires institutionnels, a conclu l’achat d’une participation de

23 % dans Polenergia, 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 Polenergia, 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

Polenergia, s’élève à 75 %.

13. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE La trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Énergie Brookfield se présentaient comme suit aux :

31 mars

31 décembre

2021

2020

(EN MILLIONS)

Trésorerie

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

346 $

422 $

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

Dépôts à court terme

358 $

431 $

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Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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14. LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS Les liquidités soumises à restrictions d’Énergie Brookfield se présentent comme suit aux :

					31 mars		31 décembre

					2021	2020
(EN MILLIONS)
								.............................................................................................
Activités					188 $	129 $
									........................................................................
Obligations liées au crédit					151	119
		.....................................
Dépenses d’investissement et projets de développement										26	35
								.................................................................................................
Total					365	283
									..............................................................................
Moins : non courante					(86)	(75)
								.............................................................................................
Courante					279 $	208 $
15. CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS Les créances clients et autres actifs courants d’Énergie Brookfield se composaient des éléments suivants aux :

					31 mars		31 décembre

					2021	2020
(EN MILLIONS)
Créances clients											.......................................................................................		564 $		614 $
Charges payées d’avance et créances diverses				....................................................	126	64
Stocks								...................................................................................................					32	26
Impôts à recevoir											......................................................................................				15		15
Autres créances à court terme	.......................................................................				158			163
Tranche courante de l’actif sur contrat												.............................................................				51		46
							946 $			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. 16. DETTES FOURNISSEURS ET AUTRES CRÉDITEURS Les dettes fournisseurs et autres créditeurs d’Énergie Brookfield étaient comme suit aux :

					31 mars		31 décembre

					2021	2020
(EN MILLIONS)
Créditeurs liés aux activités d’exploitation .........................................................................							215 $	270 $
Dettes fournisseurs ..............................................................................................................						135	127
Intérêts à payer sur des emprunts ........................................................................................						110			106
Distributions à payer aux porteurs de parts de société en commandite, distributions à
payer sur les parts de société en commandite privilégiées, dividendes à payer sur
actions privilégiées et dividendes à payer sur actions échangeables1 ..............................										53		46
Tranche à court terme des obligations locatives ..................................................................										33		33
Divers .................................................................................................................................										39		43
							585 $	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.


Brookfield Renewable Partners L.P.		Rapport intermédiaire	31 mars 2021

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17. ENGAGEMENTS, ÉVENTUALITÉS ET GARANTIES Engagements Dans le cours de leurs activités, Énergie Brookfield et ses filiales sont parties à des ententes relatives à l’utilisation d’eau,
de terrains et de barrages. Les paiements prévus en vertu de ces ententes varient selon le volume d’électricité produite. Les
diverses ententes peuvent être renouvelées et se prolonger jusqu’en 2089. Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, s’est engagée à investir environ 54 millions R$ (10 millions $) en
vue d’acquérir un portefeuille de projets de développement d’énergie solaire au Brésil d’une puissance de 270 MW. La
clôture de la transaction devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2021, sous réserve des conditions de clôture
habituelles, et la participation d’Énergie Brookfield devrait s’élever à 25 %.
Après la clôture de l’exercice, Énergie Brookfield, avec des partenaires institutionnels, s’est engagée à investir
153 milliards COP (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 %. 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 est antérieur à l’acquisition
en 2017, par Énergie Brookfield et ses partenaires institutionnels, d’une participation initiale de 51 % dans TerraForm
Power. Le différend porte sur 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. Après la clôture du trimestre, TerraForm Power a conclu une entente de règlement définitive
avec les demandeurs. Le montant du règlement est de près de 50 millions $, soit en deçà du montant prévu dans la décision
du tribunal, incluant les intérêts courus, et a été versé par TerraForm Power. Énergie Brookfield a comptabilisé une
provision correspondante à ce règlement à l’état consolidé de la situation financière. À la suite du règlement, TerraForm
Power a entamé des procédures en vue de récupérer en totalité ou en partie le montant du règlement. Une filiale détenue en
partie par Énergie Brookfield et l’actionnaire de TerraForm Power contractuellement en droit de recevoir des actions
supplémentaires de TerraForm Power en contrepartie des frais liés au litige, ce qui entraînera 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 8, « Emprunts ».


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

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

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

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

Infrastructure Fund IV. Les filiales d’Énergie Brookfield ont également fourni des lettres de crédit qui comprennent, sans

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

l’achèvement des travaux de construction et au rendement. Les lettres de crédit émises par Énergie Brookfield, de concert avec des investisseurs institutionnels, et ses filiales se

présentaient comme suit :

31 mars

31 décembre

2021

2020

(EN MILLIONS)

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

47 $

46 $

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

770

670

817 $

716 $

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

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

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

également convenu d’indemniser ses administrateurs et certains de ses dirigeants et employés. La nature de la quasi-

totalité des promesses d’indemnisation empêche Énergie Brookfield de faire une estimation raisonnable du montant

maximal qu’elle pourrait être tenue de verser à des tiers, car les conventions ne précisent pas toujours de montant

maximal, et les montants dépendent de l’issue d’éventualités futures, dont la nature et la probabilité ne peuvent être

déterminées à l’heure actuelle. Énergie Brookfield et ses filiales n’ont jamais versé de montant important aux termes de

telles conventions d’indemnisation.

18. TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES Les transactions entre parties liées d’Énergie Brookfield sont comptabilisées à la valeur d’échange. Les transactions entre

parties liées d’Énergie Brookfield se font principalement avec Brookfield Asset Management.

Brookfield Asset Management a consenti une facilité de crédit renouvelable non assortie d’une sûreté et confirmée de

400 millions $, qui vient à échéance en décembre 2021, et 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 31 mars 2021, des fonds de 570 millions $ avaient été

placés en dépôt auprès d’Énergie Brookfield (325 millions $ en 2020). Une charge d’intérêts de 1 million $ a été engagée

sur la facilité de crédit renouvelable ou sur le dépôt de Brookfield Asset Management pour le trimestre clos le 31 mars

2021 (moins de 1 million $ en 2020). Modifications apportées aux contrats Au cours du trimestre, 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.

Brookfield Renewable Partners L.P.

Rapport intermédiaire

31 mars 2021

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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. Le tableau suivant présente les conventions et transactions entre parties liées comptabilisées dans les comptes consolidés
intermédiaires de résultat pour les trimestres clos les 31 mars :
			Trimestres clos les 31 mars
				2021	2020
(EN MILLIONS)
Produits
Conventions d’achat d’électricité et conventions relatives aux produits ..............................						61 $	96 $
Coûts d’exploitation directs
Achats d’énergie ...................................................................................................................					(2) $		— $
Services d’assurance1 ...........................................................................................................						—	(6)
					(2) $	(6) $
Charge d’intérêts
Emprunts ..............................................................................................................................					(1) $	(1) $
Désactualisation des soldes des contrats ...............................................................................					(5) $	(4) $
					(6) $	(5) $
Coûts de service de gestion .....................................................................................................					(81) $	(40) $
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 clos le 31 mars 2020 se sont
établis à néant.


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19. FILIALES FAISANT APPEL PUBLIC À L’ÉPARGNE Les tableaux suivants présentent les informations financières résumées consolidées relatives à Énergie Brookfield, Actions
privilégiées ERB et Finco :
			Entités de
		Actions	soutien au					Ajustements	Énergie
	Énergie				privilégiées	crédit des				Autres	de consoli-	Brookfield
(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB				Finco	filiales2				filiales1, 3	dation4	(consolidé)
Au 31 mars 2021 :
Actifs courants . ... ... ... ... .... ..					45 $	422 $ 2 196 $	514 $				3 274 $	(3 279) $	3 172 $
Actifs non courants . ... ... ... ...	4 520	260				5	30 056							47 648	(34 760)	47 729
Passifs courants . ... ... ... ... ....					41	7				33	6 968							3 279	(6 389)	3 939
Passifs non courants . ... ... ... ..					—	—				2 162	104							23 262	—	25 528
Participations ne donnant pas
le contrôle ayant droit au
résultat net dans les filiales
en exploitation . ... ... ... ... ...					—	—				—				—	11 604		—	11 604
Participations ne donnant
pas le contrôle ayant droit
au résultat net dans une
filiale société de portefeuil e
– parts rachetables/
échangeables détenues
par Brookfield . ... ... ... ... ...					—	—				—	2 466							—	—	2 466
Actions échangeables
de BEPC . ... ... ... ... .... ... ...					—	—				—				—	2 184		—	2 184
Actions privilégiées. ... ... ... ...					—	617				—				—	—		—	617
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		31 mars 2021

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			Entités de
		Actions	soutien au					Ajustements	Énergie
	Énergie				privilégiées	crédit des				Autres	de consoli-	Brookfield
(EN MILLIONS)	Brookfield1	ERB				Finco	filiales				filiales1, 2	dation3	(consolidé)
Pour le trimestre clos le
31 mars 2021
Produits . ... ... ... ... .... ... ... . ....					— $	— $				— $				— $	1 020 $	— $					1 020 $
Résultat net . ... ... ... ... .... ... ...					(52)	—				(1)	(312)					136			174	(55)
Pour le trimestre clos le
31 mars 2020
Produits . ... ... ... ... .... ... ... . ....					— $	— $				— $				— $	1 049 $	— $					1 049 $
Résultat net. ... ... ... ... .... ... ... .					14	—				—	(63)					309	(171)	89
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 8, « Emprunts », pour plus de détails concernant les émissions de billets à moyen terme par Finco. Se
reporter à la note 9, « Participations ne donnant pas le contrôle », pour plus de détails concernant les actions privilégiées
de catégorie A émises par Actions privilégiées ERB. 20. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a émis des billets subordonnés perpétuels verts d’une valeur de
350 millions $ assortis d’un taux fixe de 4,625 %. Après la clôture du trimestre, Énergie Brookfield a conclu une entente qui lui confère le droit de faire l’acquisition d’un
projet d’énergie solaire en Inde prêt pour la construction d’une puissance de 450 MW, en contrepartie de 70 millions $
(montant net de 20 millions $ pour Énergie Brookfield). La transaction devrait être clôturée en 2021 et reste assujettie aux
conditions de clôture habituelles.

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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	Patricia Zuccotti
	Stephen Westwel
Dirigeants de BRP Energy Group L.P., fournisseur
de services de Brookfield Renewable Partners L.P.	Symboles boursiers
	NYSE : BEP (parts de société en commandite)
Connor Teskey
	TSX : BEP.UN (parts de société en commandite)
Chef de la direction
	NYSE : BEPC (actions échangeables)
Wyatt Hartley	TSX : BEPC (actions échangeables)
Chef de la direction des finances	TSX : BEP.PR.E (parts de société en commandite
		privilégiées, série 5)
Agent des transferts et agent chargé de la tenue	TSX : BEP.PR.G (parts de société en commandite
des registres
		privilégiées, série 7)
Société de fiducie Computershare du Canada
	TSX : BEP.PR.I (parts de société en commandite
100 University Avenue
9th Floor		privilégiées, série 9)
Toronto (Ontario) M5J 2Y1	TSX : BEP.PR.K (parts de société en commandite
Téléphone (sans frais) : 1 800 564-6253		privilégiées, série 11)
Télécopieur (sans frais) : 1 888 453-0330
	TSX : BEP.PR.M (parts de société en commandite
www.computershare.com
		privilégiées, série 13)
	TSX : BEP.PR.O (parts de société en commandite
		privilégiées, série 15)
	NYSE : BEP.PR.A (parts de société en commandite
		privilégiées, série 17)
	TSX : BRF.PR.A (actions privilégiées, série 1)
	TSX : BRF.PR.B (actions privilégiées, série 2)
	TSX : BRF.PR.C (actions privilégiées, série 3)
	TSX : BRF.PR.E (actions privilégiées, série 5)
	TSX : BRF.PR.F (actions privilégiées, série 6)
	Information pour les investisseurs
	Pour en savoir plus sur Énergie Brookfield, visitez l’adresse
	https://bep.brookfield.com. Vous pouvez également
	consulter en ligne le rapport annuel et le formulaire 20-F de
	2019. Pour obtenir des informations à jour et détail ées,
	visitez notre section « Nouvelles ».
	Des renseignements financiers additionnels ont été transmis
	électroniquement à divers organismes de réglementation en
	valeurs mobilières par l’intermédiaire d’EDGAR aux
	États-Unis, à l’adresse www.sec.gov, et par l’intermédiaire
	de SEDAR au Canada, à l’adresse www.sedar.com.
	Les actionnaires peuvent acheminer leurs demandes de
	renseignements au service des Relations avec
	les investisseurs, en composant le 416 649-8172 ou
	en écrivant à l’adresse enquiries@brookfieldrenewable.com.