Try our mobile app

Published: 2020-11-20
<<<  go to BEP company page
NOTICE TO READER 
These annual consolidated financial statements of Brookfield Renewable Partners L.P. (“BEP”)as of December 31, 2019 and December 31, 2018 and for each of the years in the three years ended December  31,  2019  have  been  prepared  by  BEP  in  connection  with  the  previously  completed acquisition by BEP and Brookfield Renewable Corporation (“BEPC”) of  all of the outstanding shares  of  class  A  common  stock  of  TerraForm  Power,  Inc.  (“TerraForm  Power”)  not  already owned by BEP and its affiliates (the “TERP Acquisition”). Concurrent  with the closing of the TERP Acquisition, and as previously disclosed, BEP entered into certain voting agreements with Brookfield  Asset  Management  Inc.  (“Brookfield”)  and  BEPC  pursuant  to  which  control  of TerraForm  Power  was  transferred  from  Brookfield  to  BEPC  (indirectly  through  BEP).  This transfer  of  control  from  Brookfield  to  BEPC  (indirectly  through  BEP)  was  accounted  for  as  a reorganization of entities under common control, as defined under applicable U.S. securities laws, requiring  the  preparation  of  these  annual  consolidated  financial  statements  that  reflect  the consolidation of TerraForm Power retrospectively to October 17, 2017, being the date that both TerraForm Power and BEP were first under the common control of Brookfield. 
These annual consolidated financial statements supersede and replace in all respects the previously filed annual consolidated financial statements of BEP and TerraForm Power for such periods.
This notice does not form a part of, and is not incorporated by reference in, the annual consolidated financial statements.  
REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM 
To the Board of Directors of Brookfield Renewable Partners Limited (General Partner of Brookfield Renewable Partners L.P.) and Partners of Brookfield Renewable Partners L.P. 
Opinion on the Consolidated Financial Statements 
We have audited the accompanying consolidated statements of financial position of Brookfield Renewable Partners L.P. (“Brookfield Renewable” or “the Partnership”) as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of income,  comprehensive  income,  changes  in  equity  and  cash  flows  for  each  of  the  three  years  in  the  period  ended December 31, 2019, and the related notes (collectively referred to as the “consolidated financial statements”). 
In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of Brookfield Renewable as at December 31, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2019, in conformity with International Financial Reporting Standards (“IFRSs”) as issued by the International Accounting Standards Board. 
Change in Reporting Entity 
As discussed in Note 1(c) iii) to the consolidated financial statements, the Partnership has retrospectively presented the common control transaction with TerraForm Power which occurred on July 31, 2020 that has been accounted for under the pooling of interest method. 
Adoption of New Accounting Standard 
As discussed in Note 1 to the consolidated financial statements, Brookfield Renewable changed its method of accounting for  Leases  in  2019  due  to  the  adoption  of  IFRS  16,  Leases. As  discussed  in  Note  1  to  the  consolidated  financial statements, Brookfield Renewable changed its method of accounting for Revenue and Financial Instruments in 2018 due to the adoption of IFRS 15, Revenue from Contracts with Customers and IFRS 9, Financial Instruments. 
Basis for Opinion 
These  consolidated  financial  statements  are  the  responsibility  of  Brookfield  Renewable’s  management.  Our responsibility is to express an opinion on Brookfield Renewable’s consolidated financial statements based on our audits. We are a public accounting  firm registered  with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (“PCAOB”) and are required to be independent with respect to Brookfield Renewable in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. 
We conducted our audits in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Partnership is not required to have, nor were we engaged to perform, an audit of the Partnership’s internal control over financial reporting in connection with the Change in Reporting Entity as discussed above. As part of our audits, we are required to obtain an understanding of internal control over financial reporting but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the Partnership’s internal control over financial reporting. Accordingly, we express no such opinion. 
Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements,  whether due to error or fraud, and performing  procedures that respond to those risks. Such procedures included  examining,  on  a  test  basis,  evidence  regarding  the  amounts  and  disclosures  in  the  consolidated  financial statements.  Our  audits  also  included  evaluating  the  accounting  principles  used  and  significant  estimates  made  by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. 
Critical Audit Matters 
The critical audit matters communicated below are matters arising from the current period audit of the consolidated financial statements that were communicated or required to be communicated to the audit committee and that: (1) relate to accounts or disclosures that are material to the consolidated financial statements and (2) involved our especially challenging, subjective or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit 
matters below, providing separate opinions on the critical audit matters or on the accounts or disclosures to which they relate. 
Revaluation of power generating assets 
Description of the Matter The Partnership measures power generating assets (classified as property, plant and equipment) using the revaluation method under IAS 16, Property, Plant and Equipment. As at December 31, 2019, Property, plant and equipment on the balance sheet totaled $41,055 million. Revaluations of property, plant and equipment recognized in the statement of other comprehensive income totaled a gain of $2,411 million and a loss in the statement of profit or loss of $43 million for 2019. As discussed in Note 2(h), 2(q)(i) and 2(r)(iii) and 14 - Property, Plant and Equipment, at Fair Value to the consolidated financial statements, significant estimation and management judgment are involved  in  assessing  the  estimates  and  assumptions  regarding  the  future  performance  of  the power generating assets. 
Management applies a dual approach which involves a discounted cash flow model as well as a market evaluation in determining the  fair value of the Partnership’s power  generating assets. Significant assumptions included within the discounted cash flow models are: future electricity prices, discount rate, anticipated long-term average generation and estimated operating and capital expenditures. 
Auditing the measurement of power generating assets is complex due to the highly judgmental nature  of  the  significant  assumptions  described  above,  which  required  the  involvement  of specialists. Changes in these assumptions can have a material effect on the fair value of the power generating assets. 
How We Addressed the Matter in Our Audit We obtained an understanding, evaluated the design and tested the operating effectiveness of controls over management’s processes in determining the fair value of power generating assets. We tested controls over management’s review of the valuation models, including the controls over the review and approval of all significant assumptions. 
To test the fair value of the power generating assets, our audit procedures included, among others, evaluating the Partnership’s valuation methodology, the significant assumptions used, and testing the completeness and accuracy of the underlying data supporting the significant assumptions. For each  power  generating  asset,  we  analyzed  the  significant  drivers  of  the  change  in  fair  value including  the  future  electricity  prices  and  discount  rates.  With  the  support  of  our  valuation specialists, we inspected management’s valuation analysis and assessed the estimates of future electricity prices by reference to shorter-term broker price quotes and management’s longer-term market  forecasts  specific  to  each  region  and  power  generating  asset.  We  also  involved  our valuation  specialists  in  the  evaluation  of  the  discount  rates  which  included  consideration  of benchmark interest rates, geographic location, contracted versus uncontracted assets and type of technology. 
For a sample of power generating assets, we performed audit procedures that included, among others, agreeing contracted power prices to executed power purchase agreements and assessing the anticipated long-term average generation through corroboration with third party engineering reports and historical trends. Further we assessed the estimated operating and capital expenditures by comparison to historical data and tested the computational accuracy of the fair value model. With  the  assistance  of  our  valuation  specialists  for  the  same  samples,  we  also  performed  a sensitivity analysis over the future electricity prices and discount rates to evaluate the fair value of power generating assets. We also evaluated the fair values using other market-based evidence by comparing the portfolio as a whole to recent similar transactions and by calculating the revenue and EBITDA multiples of a sample of power generating assets and comparing them to multiples of comparable public companies. 
Furthermore, we evaluated the adequacy of the Partnership’s disclosures regarding the significant assumptions and sensitivity analysis around the fair value of power generating assets. 
Significant acquisitions - China Wind Facility and the India Wind Portfolio 
Description of the Matter During 2019, the Partnership completed the acquisitions of the China Wind Facility and the India Wind Portfolio, for total consideration of $239 million. As described in Notes 1(p) and 3, these business  combinations  are  accounted  for  using  the  acquisition  method,  and  the  results  of operations  have  been  included  in  the  consolidated  financial  statements  since  the  date  of acquisition. Auditing the above noted acquisitions is complex given that significant estimation is required in determining the fair value of the power generating assets acquired. The significant assumptions include  future  electricity  prices,  discount  rates,  anticipated  long-term  average  generation  and estimated operating and capital expenditures. 
How We Addressed the Matter in Our Audit We obtained an understanding, evaluated the design and tested the operating effectiveness of controls over the acquisition process. This included controls over the review of the purchase price allocation, and specifically management’s review and approval of significant assumptions used to determine the fair value of the acquired power generating assets. 
We  involved  our  valuation  specialists  in  assessing  the  fair  value  methodology  applied  and evaluating the future electricity prices and discount rates utilized by management by reference to market  benchmark  rates  and  forecasts  specific  to  the  region  and  considered  local  market fundamentals, laws and regulations. 
We  tested  the  completeness  and  accuracy  of  the  underlying  data  supporting  the  significant assumptions. We performed audit procedures that included, among others, agreeing contracted power  prices  to  executed  power  purchase  agreements  or  regulated  rates.  We  assessed  the anticipated  long-term  average  generation  through  corroboration  with  third  party  engineering reports and comparison to industry benchmarks. We compared the estimated operating and capital expenditures with third party engineering reports. We also examined supporting documentation and agreements pertaining to the significant acquisitions. 
Significant acquisition - United States Distributed Generation Portfolio 
Description of the Matter During  2019,  the  Partnership  completed  the  acquisition  of  the  United  States  Distributed Generation Portfolio, for total consideration of $735 million. As described in Notes 1(p) and 3, this  business  combination  is  accounted  for  using  the  acquisition  method,  and  the  results  of operations  have  been  included  in  the  consolidated  financial  statements  since  the  date  of acquisition. Auditing the above noted acquisition is complex given that significant estimation is required in determining the fair value of the power generating assets acquired. The significant assumptions include replacement cost per megawatt, discount rates and certain assumptions that form the basis of the prospective financial information (e.g., current and future power pricing agreement rates and operational data). These assumptions are forward looking and could be affected by future economic and market conditions. 
How We Addressed the Matter in Our Audit To test the fair value of the power generating assets, our audit procedures included, among others, assessing the significant assumptions described above and testing the completeness and accuracy of  the  underlying  data.  For  example,  we  evaluated  the  estimated  cash  flows  based  on  future generation volume by comparing the estimated future generation volume to historical generation volume and comparing the forward power pricing to long term power purchase agreements. We involved our valuation specialists to assist in evaluating the significant assumptions, including replacement  cost  assumptions  used  to  estimate  the  fair  value  of  the  power  generating  assets, discount rates and valuation methodologies used in the Partnership’s models. 
We have served as Brookfield Renewable's auditor since 2011. 
Toronto, Canada November 20, 2020 
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION
AS AT DECEMBER 31 (MILLIONS) 
December 31, 2019December 31, 2018January 1, 2018
Assetsas adjusted(1)as adjusted(1)as adjusted(1)
Current assets
Cash and cash equivalents..................................................... 22$352 $422 $927
Restricted cash................................................................23189163235
Trade receivables and other current assets................................ 24979814684
Financial instrument assets887494
Due from related parties606564
Assets held for sale352920—
2,4582,004
Financial instrument assets225215204
Equity-accounted investments937684509
Property, plant and equipment, at fair value................................ 1338,17732,708
Intangible assets24126113
Goodwill949948901
Deferred income tax assets166130167
Other long-term assets603635290
$43,508 $36,796
LiabilitiesCurrent liabilities
Accounts payable and accrued liabilities................................26$687 $646 $500
Financial instrument liabilities246138281
Due to related parties139109116
Corporate borrowings——159
Non-recourse borrowings...................................................... 151,1891,928
Provisions8168129
Liabilities directly associated with assets held for sale137533—
2,6833,113
Financial instrument liabilities480577515
Corporate borrowings........................................................... 152,3282,191
Non-recourse borrowings...................................................... 1513,02911,160
Deferred income tax liabilities................................................ 124,3553,597
Decommissioning liabilities504394374
Provisions86150156
Other long-term liabilities1,201590128
Equity Non-controlling interests
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries.... 1610,2897,578
General partnership interest in a holding subsidiary held by 
Brookfield686758
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – 
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield................. 16 3,2662,843
Preferred equity597568616
Preferred limited partners' equity833707511
Limited partners' equity........................................................ 18 4,5053,956
$19,402 $15,562
$43,508 $36,796
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Approved on behalf of Brookfield Renewable Partners L.P.:
Patricia Zuccotti DirectorDavid Mann Director
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 1
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME
YEAR ENDED DECEMBER 31 (MILLIONS, EXCEPT AS NOTED) 
Notes 201920182017
as adjusted(1)as adjusted(1)as adjusted(1)
Revenues ......................................................................................... 30 $3,971 $3,797 $2,772
Other income ...................................................................................8 1057553
Direct operating costs .......................................................................9 (1,263)(1,273)(1,023)
Management service costs ................................................................. 30 (135)(94)(86)
Interest expense ................................................................................ 15 (1,001)(973)(685)
Share of earnings from equity-accounted investments........................... 21 292811
Foreign exchange and financial instruments (loss) gain........................6 (36)37(89)
Depreciation .................................................................................... 13 (1,271)(1,151)(847)
Other ............................................................................................... 10 (276)(206)(33)
Income tax (expense) recovery 
Current ........................................................................................... 12 (70)(32)(39)
Deferred .......................................................................................... 12 27375(30)
(43)343(69)
Net income ......................................................................................$80 $583 $4
Net income attributable to: 
Non-controlling interests 
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries.......... 16 $113 $439 $6
General partnership interest in a holding subsidiary held by 
Brookfield ................................................................................... 16 504129
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary –
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield........................ 16 (65)16(36)
Preferred equity ............................................................................... 16 262626
Preferred limited partners' equity ........................................................ 17 443828
Limited partners' equity ..................................................................... 18 (88)23(49)
$80 $583 $4
Basic and diluted (loss) earnings per LP unit .......................................$(0.40) $0.10 $(0.22)
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 2
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME
YEAR ENDED DECEMBER 31 (MILLIONS) 
Notes 201920182017
as adjusted(1)as adjusted(1)as adjusted(1)
Net income ......................................................................................$80 $583 $4
Other comprehensive income (loss) that will not be reclassified to net 
income: 
Revaluations of property, plant and equipment................................ 13 2,4135,722872
Actuarial (loss) gain on defined benefit plans.......................................32 (14)9(2)
Deferred income taxes on above items ................................................12 (488)(1,240)337
Equity-accounted investments ............................................................21 8116854
Total items that will not be reclassified to net income...........................1,9924,6591,261
Other comprehensive income that may be reclassified to net income: 
Foreign currency translation .............................................................. 11 (91)(844)196
(Losses) Gains arising during the year on financial instruments 
designated as cash-flow hedges ...................................................... 6 (18)(7)(1)
Unrealized gain (loss) on foreign exchange swaps – net investment 
hedge .......................................................................................... 6 14102(94)
Unrealized (loss) gain on investments in equity securities..................... 6 35(16)(20)
Reclassification adjustments for amounts recognized in net income....... 6 718(3)
Deferred income taxes on above items................................................ 12 6(21)11
Total items that may be reclassified subsequently to net income............(47)(768)89
Other comprehensive income .............................................................1,9453,8911,350
Comprehensive income .....................................................................$2,025 $4,474 $1,354
Comprehensive income attributable to: 
Non-controlling interests 
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries.......... 16 $1,117 $2,742 $389
General partnership interest in a holding subsidiary held by 
Brookfield ................................................................................... 16 575438
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary –
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield........................ 16 316695357
Preferred equity ............................................................................... 16 54(22)65
Preferred limited partners' equity ........................................................ 17 443828
Limited partners' equity ..................................................................... 18 437967477
$2,025 $4,474 $1,354
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 3
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY
Accumulated other comprehensive income (loss) Non-controlling interests 
Participating 
non-controlling 
interests – in a 
General 
Participating partnership holding 
Actuarial non-interest in a subsidiary – 
losses on Total Preferred controlling holding Redeemable/Exc
Limited Foreign defined Cash Investments limited limited interests – in subsidiary hangeable units 
YEAR ENDED DECEMBER 31 (MILLIONS) partners' currency Revaluation benefit flow in equity partners' partners' Preferred operating held by held by 
equitytranslationsurplusplanshedgessecuritiesequityequityequitysubsidiariesBrookfieldBrookfieldTotal equity
Balance, as at December 31, 2018 
(as adjusted(1)).......................$(927) $(652) $6,120$(6) $(34) $4$4,505$707$568$10,289$67$3,266$19,402
Net income (loss).......................(88)—————(88)442611350(65)80
Other comprehensive income (loss)...—(35)544(4)119525—281,00473811,945
Preferred units issued (Note 17).......———————126————126
Capital contributions (Note 16)........—————————674——674
Disposal (Note 4).......................—————————(172)——(172)
Distributions or dividends declared....(370)—————(370)(44)(26)(844)(55)(268)(1,607)
Distribution reinvestment plan.........6—————6—————6
Other....................................265(13)(242)11(11)1—122(1)326
Change in year..........................(187)(48)302(3)2874126297971511,078
Balance, as at December 31, 2019 
(as adjusted(1)).......................$(1,114) $(700) $6,422$(9) $(32) $12$4,579$833$597$11,086$68$3,317$20,480
Balance, as at December 31, 2017 
(as adjusted(1)).......................$(259) $(378) $4,616$(9) $(29) $15$3,956$511$616$7,578$58$2,843$15,562
Net income..............................23—————2338264394116583
Other comprehensive income (loss)...—(205)1,14935(8)944—(48)2,303136793,891
Preferred Units issued..................———————196————196
LP units purchased for cancellation...(51)—————(51)—————(51)
Capital contributions...................—————————537——537
Acquisition..............................—————————21——21
Distributions or dividends declared....(355)—————(355)(38)(26)(664)(45)(255)(1,383)
Distribution reinvestment plan.........8—————8—————8
Other....................................(293)(69)355—(10)(3)(20)——75—(17)38
Change in year..........................(668)(274)1,5043(5)(11)549196(48)2,71194233,840
Balance, as at December 31, 2018 
(as adjusted(1)).......................$(927) $(652) $6,120$(6) $(34) $4$4,505$707$568$10,289$67$3,266$19,402
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 4
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY (Continued)
Accumulated other comprehensive income (loss) Non-controlling interests 
Participating 
non-controlling 
interests – in a 
General 
Participating partnership holding 
Actuarial non-interest in a subsidiary –
losses on Total Preferred controlling holding Redeemable/Exc
Limited Foreign defined Cash Investments limited limited interests – in subsidiary hangeable units 
YEAR ENDED DECEMBER 31 (MILLIONS) partners' currency Revaluation benefit flow in equity partners' partners' Preferred operating held by held by 
equitytranslationsurplusplanshedgessecuritiesequityequityequitysubsidiariesBrookfieldBrookfieldTotal equity
Balance, as at December 31, 2016.....$(257) $(404) $4,124$(8) $(31) $24$3,448$324$576$5,589$55$2,680$12,672
Net income (loss).......................(49)—————(49)2826629(36)4
Other comprehensive income (loss)...—26508(1)2(9)526—3938393931,350
Preferred units and LP units issued....411—————411187————598
Adjustments............................(63)—————(63)———162—
Capital contributions...................—————————793——793
Acquisition..............................—————————1,354——1,354
Distributions or dividends declared....(328)—————(328)(28)(26)(543)(35)(243)(1,203)
Distribution reinvestment plan.........10—————10—————10
Other....................................17—(16)———1—1(4)(1)(13)(16)
Change in year..........................(2)26492(1)2(9)508187401,98931632,890
Balance as at December 31, 2017 (as 
adjusted(1))...........................$(259) $(378) $4,616$(9) $(29) $15$3,956$511$616$7,578$58$2,843$15,562
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 5
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS
YEAR ENDED DECEMBER 31 (MILLIONS) 201920182017
Operating activitiesas adjusted(1)as adjusted(1)as adjusted(1)
Net income.......................................................................................80 $583 $4
Adjustments for the following non-cash items: 
Depreciation1,2711,151847
Unrealized foreign exchange and financial instrument loss (gain)32(88)76
Share of earnings from equity-accounted investments(29)(28)(11)
Deferred income tax (recovery) expense................................................(27)(375)30
Other non-cash items2311358
Dividends received from equity-accounted investments............................16931
Changes in due to or from related parties................................................33(7)5
Net change in working capital balances..................................................(53)(94)(374)
1,5541,286616
Financing activities Proceeds from medium term notes
........................................................449231—
Repayment of medium term notes.........................................................(341)(152)(200)
Corporate credit facilities, net..............................................................(422)36414
Proceeds from non-recourse borrowings.................................................4,3183,2752,915
Repayment of non-recourse borrowings.................................................(3,495)(3,378)(2,911)
Repayment of lease liabilities(31)——
Capital contributions from participating non-controlling interests – in 
operating subsidiaries ......................................................................7055351,318
Capital repaid to participating non-controlling interests – in operating 
subsidiaries...................................................................................(113)——
Acquisition of Isagen from non-controlling interests................................——(5)
Issuance of preferred limited partnership units........................................126196187
Issuance of LP units——411
Repurchase of LP units.......................................................................(1)(51)—
Distributions paid: 
To participating non-controlling interests - in operating subsidiaries(844)(670)(543)
To preferred shareholders(26)(26)(25)
To preferred limited partners' unitholders................................................ 17 (43)(37)(26)
To unitholders of Brookfield Renewable or BRELP(684)(643)(591)
Borrowings from related party..............................................................936200—
Repayments to related party.................................................................(936)(200)—
(402)(684)944
Investing activities Acquisitions net of cash and cash equivalents in acquired entity
.................(983)(970)(687)
Investment in equity-accounted investments...........................................(144)—(248)
Investment in property, plant and equipment...........................................(460)(271)(357)
Proceeds from disposal of assets29123150
Disposal of (investment in) securities....................................................728(77)
Restricted cash and other78113359
(1,211)(1,077)(860)
Foreign exchange (loss) gain on cash(6)(22)4
Cash and cash equivalents (decrease) increase.........................................(65)(497)704
Net change in cash classified within assets held for sale(5)(8)—
Balance, beginning of year422927223
Balance, end of year............................................................................352 $422 $927
Supplemental cash flow information:
Interest paid.......................................................................................930 $916 $872
Interest received.................................................................................19 $22 $27
Income taxes paid...............................................................................72 $79 $48
(1)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020 from Brookfield (Note 1(c)).
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 6
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.
NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
The  business  activities  of  Brookfield  Renewable Partners  L.P.  ("Brookfield  Renewable"  or  the "partnership")  consist  of  owning  a  portfolio  of renewable  power  generating  facilities  primarily  in North America,  Colombia,  Brazil,  Europe,  India  and China. 
Notes to the consolidated financial statements Page
1.  Basis of preparation and significant accounting 8
policies
2.Principal subsidiaries25
3.Acquisitions26
4.Disposal of assets32
5.Assets held for sale33
Unless the context indicates or requires otherwise, the term "Brookfield Renewable" or the "company" means Brookfield Renewable Partners L.P. and its controlled entities. 6.Risk management and financial instruments33
7.Segmented information43
8.Other income48
9.Direct operating costs49
10. Other49
11. Foreign currency translation49
Brookfield  Renewable  is  a  publicly  traded  limited partnership  established  under  the  laws  of  Bermuda pursuant to an amended and restated limited partnership agreement dated November 20, 2011. 
12. Income taxes49
13. Property, plant and equipment, at fair value52
14. Intangible assets55
15. Borrowings55
16. Non-controlling interests60
The  registered  office  of  Brookfield  Renewable  is  73 Front Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermuda. 17. Preferred limited partners' equity65
18. Limited partners' equity66
19. Goodwill67
The immediate parent of Brookfield Renewable is its general  partner,  Brookfield  Renewable  Partners Limited ("BRPL"). The ultimate parent of Brookfield Renewable  is  Brookfield  Asset  Management  Inc. ("Brookfield  Asset  Management").  Brookfield  Asset Management and its subsidiaries, other than Brookfield Renewable,  are  also  individually  and  collectively referred  to  as  "Brookfield"  in  these  financial statements. 20. Capital management67
21. Equity-accounted investments68
22. Cash and cash equivalents69
23. Restricted cash69
24. Trade receivables and other current assets69
25. Other long-term assets70
26. Accounts payable and accrued liabilities71
27. Decommissioning liabilities71
28. Other long-term liabilities71
29. Commitments, contingencies and guarantees72
30. Related party transactions73
31. Supplemental information79
Brookfield Renewable Corporation's ("BEPC") class A exchangeable subordinate voting shares (“exchangeable shares") are traded under the symbol "BEPC" on the New  York  Stock  Exchange  and  the  Toronto  Stock Exchange. 
32. Pension and employee future benefits80
33. Subsidiary public issuers83
34. Subsequent events84
Brookfield Renewable's non-voting limited partnership units ("LP units") are traded under the symbol "BEP" on the New York Stock Exchange and under the symbol "BEP.UN" on the Toronto Stock Exchange. Brookfield Renewable's Class A Series 5, Series 7, Series 9, Series 11, Series 13, and Series 15 preferred limited partners' equity  are  traded  under  the  symbols  "BEP.PR.E", "BEP.PR.G",  "BEP.PR.I",  "BEP.PR.K",  "BEP.PR.M" and  "BEP.PR.O"  respectively,  on  the  Toronto  Stock Exchange. Brookfield Renewable's Class A Series 17 preferred  limited  partners'  equity  is  traded  under  the symbol "BEP.PR.A" on the New York Stock Exchange. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 7
1. BASIS OF PREPARATION AND SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES
(a) Statement of compliance
The  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  in  accordance  with  International  Financial  Reporting Standards (“IFRS”) as issued by the International Accounting Standards Board (“IASB”). The accounting policies used in the consolidated financial statements are based on the IFRS applicable as at December 31, 2019, which encompass individual IFRS, International Accounting Standards (“IAS”), and interpretations made by the International Financial Reporting Interpretations Committee (“IFRIC”) and the Standard Interpretations Committee (“SIC”). The policies set out below are consistently applied to all periods presented, unless otherwise noted. 
These consolidated financial statements have been authorized for issuance by the Board of Directors of Brookfield Renewable’s general partner, BRPL, on November 20, 2020. 
Certain comparative figures have been reclassified to conform to the current year’s presentation. 
References to $, C$, €, R$, COP, ZAR, INR and CNY are to United States (“U.S.”) dollars, Canadian dollars, euros, Brazilian reais, Colombian pesos, South African rand, Indian rupees and Chinese yuan, respectively. 
All figures are presented in millions of U.S. dollars unless otherwise noted. 
(b)   Basis of preparation
The consolidated financial statements have been prepared on the basis of historical cost, except for the revaluation of property, plant and equipment and certain assets and liabilities which have been measured at fair value. Cost is recorded based on the fair value of the consideration given in exchange for assets. 
(c) Brookfield Renewable Corporation
On September 9, 2019, Brookfield Renewable Corporation (“BEPC”) was established by the partnership. On July 29, 2020,  Brookfield  Renewable  contributed  its  renewable  power  assets  in  the  United  States,  Brazil  and  Colombia (excluding a 10% interest in certain Brazilian and Colombian operations, which will continue to be held indirectly by the partnership)  to  BEPC.  On  July  30,  2020,  Brookfield  Renewable  completed  a  special  distribution  (the  “special distribution”) whereby unitholders of record as of July 27, 2020 (the “Record Date”) received one class A exchangeable subordinate voting share (“exchangeable share”) for every four units held. Immediately prior to the special distribution, Brookfield Renewable received exchangeable shares through a distribution by BRELP (the "BRELP" distribution) of the exchangeable shares to all of its unitholders. As a result of the BRELP Distribution, (i) Brookfield and its subsidiaries received approximately 33.1 million exchangeable shares and (ii) Brookfield Renewable received approximately 44.7 million class A shares, which it subsequently distributed to unitholders, including Brookfield, pursuant to the special distribution. Upon completion of the special distribution, (i) holders of units held approximately 42.8% of the issued and outstanding exchangeable shares (ii) Brookfield and its affiliates held approximately 57.2% of the issued and outstanding exchangeable shares, and (iii) a subsidiary of Brookfield Renewable owned all of the issued and outstanding class B multiple voting shares, or class B shares, which represent a 75.0% voting interest in BEPC, and all of the issued and outstanding class C non-voting shares, or class C shares, of BEPC, which entitle Brookfield Renewable to the residual value in BEPC after payment in full of the amount due to holders of exchangeable shares and class B shares. Brookfield Renewable directly and indirectly controlled BEPC prior to the special distribution and continues to control BEPC subsequent to the special distribution through its interests in Brookfield Renewable. The exchangeable shares are listed on the New York Stock Exchange and the Toronto Stock Exchange under the symbol “BEPC”. 
i) Exchangeable Shares 
At any time, holders of exchangeable shares shall have the right to exchange all or a portion of their shares for one unit per class A share held or its cash equivalent based on the NYSE closing price of one unit on the date that the request for exchange is received, on a fixed-for-fixed basis. The partnership has the ability to elect to satisfy the exchange of the exchangeable shares for units or its cash equivalent when the exchange is requested by the shareholder. Additionally, BEPC and the partnership have the ability to redeem all exchangeable shares for units at our election, on a fixed-for-fixed basis. 
As a result of the share characteristics, exchangeable shares will be classified as non-controlling interests in the interim condensed and consolidated financial statements of Brookfield Renewable for the periods after the special distribution. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 8
ii) Basic and diluted income per unit: 
The special distribution resulted in the issuance of approximately 77.8 million exchangeable shares. All historical per unit disclosures have been retroactively adjusted for the impact of the special distribution. 
iii) Acquisition of TerraForm Power 
On July 31, 2020, Brookfield Renewable completed the acquisition of TerraForm Power, Inc. ("TerraForm Power") pursuant to which Brookfield Renewable acquired all of the Class A common stock of TerraForm Power not owned by Brookfield Renewable or its affiliates (“public TerraForm Power shares”), representing a 38% interest in TerraForm Power  (the  “TerraForm  Power  acquisition”).  Pursuant  to  the  TerraForm  Power  acquisition,  each  holder  of  public TerraForm Power shares received 0.47625 of an exchangeable share of BEPC or of a partnership unit for each public TerraForm  Power  share  held  by  such  holder.  The  TerraForm  Power  acquisition  was  completed  in  exchange  for 37,035,241 exchangeable shares and 4,034,469 LP units. 
Simultaneously with the completion of the TerraForm Power acquisition, Brookfield Renewable entered into voting agreements with certain indirect subsidiaries of Brookfield to transfer the power to vote their respective shares held in TerraForm Power to Brookfield Renewable. As a result, Brookfield Renewable controls and consolidates TerraForm Power. The transfer of control of TerraForm Power to Brookfield Renewable is considered to be a transaction between entities under common control and was valued based on Brookfield’s carrying value in TerraForm Power. The combined results  of TerraForm  Power  that  was  not  owned  by  Brookfield  Renewable  have  been  presented  as  non-controlling interests to Brookfield Renewable's retrospectively to October 17, 2017, corresponding to all historical periods that TerraForm Power was under common control. 
(d) Consolidation
These consolidated financial statements include the accounts of Brookfield Renewable and its subsidiaries, which are the entities over which Brookfield Renewable has control. An investor controls an investee when it is exposed, or has rights, to variable returns from its involvement with the investee and has the ability to affect those returns through its power over the investee. Non-controlling interests in the equity of Brookfield Renewable’s subsidiaries are shown separately in equity in the consolidated statements of financial position. 
Brookfield Renewable has entered into a voting agreement with Brookfield, which provides Brookfield Renewable with control of the general partner of Brookfield Renewable Energy L.P. (“BRELP”), a holding subsidiary. Accordingly, Brookfield  Renewable  consolidates  the  accounts  of  BRELP  and  its  subsidiaries.  In  addition,  BRELP  issued redeemable/exchangeable  limited  partnership  units  to  Brookfield  (“Redeemable/Exchangeable  partnership  units”), pursuant to which the holder may at its request require BRELP to redeem the Redeemable/Exchangeable partnership units for cash consideration. This right is subject to Brookfield Renewable’s right of first refusal which entitles it, at its sole discretion, to elect to acquire all of the Redeemable/Exchangeable partnership units so presented to BRELP that are tendered for redemption in exchange for LP units on a one for one basis. As Brookfield Renewable, at its sole discretion, has the right to settle the obligation with LP units, the Redeemable/Exchangeable partnership units are classified as equity  of  Brookfield  Renewable  (“Participating  non-controlling  interests  –  in  a  holding  subsidiary  – Redeemable/Exchangeable Units held by Brookfield”). 
Brookfield Renewable has entered into voting agreements with Brookfield, whereby Brookfield Renewable gained control of the entities that own certain renewable power generating operations in the United States, Brazil, Europe and other countries (including India and China). Brookfield Renewable has also entered into a voting agreement with its consortium partners in respect of its Colombian operations. These voting agreements provide Brookfield Renewable the authority to direct the election of the Boards of Directors of the relevant entities, among other things, and therefore provide Brookfield Renewable with control. Accordingly, Brookfield Renewable consolidates the accounts of these entities. Refer to Note 30 – Related party transactions for further information. 
For entities previously controlled by Brookfield Asset Management, the voting agreements entered into do not represent business combinations in accordance with IFRS 3, Business Combinations (“IFRS 3”), as all combining businesses are ultimately controlled by Brookfield Asset Management both before and after the transactions were completed. Brookfield Renewable accounts for these transactions involving entities under common control in a manner similar to a pooling of interest, which requires the presentation of pre-voting agreement financial information as if the transactions had always 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 9
been in place. Refer to Note 1(t)(ii) – Critical judgments in applying accounting policies – Common control transactions for Brookfield Renewable’s policy on accounting for transactions under common control. 
Equity-accounted investments 
Equity-accounted  investments  are  entities  over  which  Brookfield  Renewable  has  significant  influence  or  joint arrangements representing joint ventures. Significant influence is the ability to participate in the financial and operating policy decisions of the investee, but without controlling or jointly controlling those investees. Such investments are accounted for using the equity method. 
A joint venture is a type of joint arrangement whereby the parties that have joint control of the arrangement have rights to the net assets of the joint venture. Joint control is the contractually agreed sharing of control of an arrangement, which exists  only  when  decisions  about  the  relevant  activities  require  unanimous  consent  of  the  parties  sharing  control. Brookfield Renewable accounts for its interests in joint ventures using the equity method. 
Under the equity method, the carrying value of an interest in an investee is initially recognized at cost and adjusted for Brookfield  Renewable’s  share  of  net  income,  other  comprehensive  income  (“OCI”),  distributions  by  the  equity-accounted investment and other adjustments to Brookfield Renewable’s proportionate interest in the investee. 
(e)   Recently adopted accounting standards
Except for the changes below, Brookfield Renewable has consistently applied the accounting policies to all periods presented in these consolidated financial statements. 
IFRS 3 – Business Combinations 
In October 2018, the IASB issued an amendment to IFRS 3, effective for annual periods beginning on or after January 1, 2020 with early adoption permitted. The amendment clarifies that a business must include, at minimum, an input and a substantive process that together contribute to the ability to create outputs, and assists companies in determining whether an acquisition is a business combination or an acquisition of a group of assets by providing supplemental guidance for assessing whether an acquired process is substantive. Brookfield Renewable has decided to early adopt the amendments to IFRS 3 effective January 1, 2019 and shall apply the amended standard in assessing business combinations on a prospective basis. For acquisitions that are determined to be acquisitions of assets as opposed to business combinations, Brookfield Renewable will allocate the transaction price and transaction costs to the individual identified assets acquired and liabilities assumed on the basis of their relative fair values, and no goodwill will be recognized. Acquisitions that continue to meet the definition of a business combination will be accounted for under the acquisition method, without any changes to Brookfield Renewable’s accounting policy. 
IFRS 9 – Financial Instruments and IFRS 7 – Financial Instruments: Disclosures 
Brookfield Renewable adopted Interest Rate Benchmark  Reform – Amendments to IFRS 9, and IFRS 7, issued in September 2019, (“IBOR Amendments”) effective October 1, 2019 in advance of its mandatory effective date. The IBOR Amendments have been applied retrospectively to hedging relationships existing at October 1, 2019 or were designated subsequently, and to the amount accumulated in the cash flow hedge reserve at that date. The IBOR Amendments provide temporary relief from applying specific hedge accounting requirements to an entity’s hedging relationships which are directly affected by IBOR reform. The reliefs have the effect that IBOR reform should not generally cause hedge accounting to terminate. In assessing whether a hedge is expected to be highly effective on a forward-looking basis, the entity assumes the interest rate benchmark on which the cash flows of the derivative which hedges borrowings is not altered by IBOR reform. These reliefs cease to apply to a hedged item or hedging instrument as applicable at the earlier of (i) when the uncertainty arising from IBOR reform is no longer present with respect to the timing and amount of the interest rate benchmark based future cash flows, and (ii) when the hedging relationship is discontinued. No impact is  expected  since  these  amendments  enable  Brookfield  Renewable  to  continue  hedge  accounting  for  hedging relationships which have been previously designated. 
It is currently expected that Secured Overnight Financing Rate (“SOFR”) will replace US$ LIBOR, Sterling Overnight Index Average (“SONIA”) will replace £ LIBOR, and Euro Short-term Rate (“€STR”) will replace EURIBOR. All of these are expected to become effective prior to December 31, 2021. Brookfield Renewable is currently finalizing and implementing its transition plan to address the impact and effect changes as a result of amendments to the contractual 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 10
terms of IBOR referenced floating-rate borrowings, interest rate swaps, and interest rate  caps, and updating hedge designations.  
IFRS 16 – Leases 
On January 1, 2019 Brookfield Renewable adopted IFRS 16 using the modified retrospective approach, under which the cumulative effect of initial application is recognized in retained earnings at that date. As a result, Brookfield Renewable has changed its accounting policy for lease contracts as detailed below. 
Definition of a lease 
Previously, Brookfield Renewable determined at contract inception whether an arrangement is or contains a lease under IFRIC 4. Under IFRS 16, Brookfield Renewable assesses whether a contract is or contains a lease based on the definition of a lease, as explained in Note 1(e). 
On transition to IFRS 16, Brookfield Renewable elected to apply the practical expedient to grandfather the assessment of which transactions are leases. Brookfield Renewable applied IFRS 16 only to contracts that were previously identified as leases. Contracts that were not identified as leases under IAS 17 and IFRIC 4 were not reassessed to determine whether there is a lease. Therefore, the definition of a lease under IFRS 16 was applied only to contracts entered into or changed on or after January 1, 2019. 
Leases classified as operating leases under IAS 17 
At  transition,  lease  liabilities  were  measured  at  the  present  value  of  the  remaining  lease  payments,  discounted  at Brookfield  Renewable’s  incremental  borrowing  rate  as  at  January  1,  2019.  Right-of-use  assets  are  measured  at  an amount equal to the lease liability, adjusted by the amount of any prepaid or accrued lease payments. 
Brookfield Renewable used the following practical expedients when applying IFRS 16 to leases previously classified as operating leases under IAS 17: 
• Applied  the  exemption  not  to  recognize  right-of-use  assets  and  liabilities  for  leases  with  less  than  twelve months of lease term; 
• Relied on its assessment of whether leases are onerous immediately before the date of initial application;
• Used hindsight in determining the lease term where the contract contained options to extend or terminate the lease; and
• Excluded initial direct costs from measuring the right-of-use asset at the date of initial application. 
Leases classified as finance leases under IAS 17 
For leases that were classified as finance leases under IAS 17, the carrying amount of the right-of-use asset and the lease liability at January 1, 2019 are determined at the carrying amount of the lease asset and lease liability under IAS 17 immediately before that date. 
Impacts on financial statements 
On transition to IFRS 16, Brookfield Renewable recognized an additional $407 million of right-of-use assets and $403 million of lease liabilities, recognizing the difference in retained earnings. 
When measuring lease liabilities, Brookfield Renewable discounted lease payments using its incremental borrowing rate at January 1, 2019. The weighted-average rate applied was 5.1%. 
(f)   Changes to the lease accounting policy
Brookfield Renewable has applied IFRS 16 using the modified retrospective approach and therefore the comparative information  has  not  been  restated  and  continues  to  be  reported  under  IAS  17  –  Leases  (“IAS  17”)  and  IFRIC  4  – Determining Whether an Arrangement Contains a Lease (“IFRIC 4”). The details of accounting policies under IAS 17 and IFRIC 4 are disclosed  separately if they are different  from  those under IFRS 16 and the impact of changes is disclosed in Note 1(e). 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 11
Policy applicable from January 1, 2019 
At inception of a contract, Brookfield Renewable assesses whether a contract is, or contains, a lease. A contract is, or contains, a lease if the contract conveys the right to control the use of an identified asset for a period of time in exchange for consideration. To assess whether a contract conveys the right to control the use of an identified asset, Brookfield Renewable assesses whether: 
• the contract specified explicitly or implicitly the use of an identified asset, and that is physically distinct or represents  substantially  all  of  the  capacity  of  a  physically  distinct  asset.  If  the  supplier  has  a  substantive substitution right, then the asset is not identified;
• Brookfield Renewable has the right to obtain substantially all of the economic benefits from use of the asset throughout the period of use; and
• Brookfield Renewable has the right to direct the use of the asset. Brookfield Renewable has this right when it has the decision-making rights that are most relevant to changing how and for what purpose the asset is used. In rare cases where the decisions about how and for what purpose the asset is used are predetermined, Brookfield Renewable has the right to direct the use of the asset if either: 
◦ Brookfield Renewable has the right to operate the asset (or to direct others to operate the asset in a manner  that  it  determines)  throughout  the  period of  use,  without  the  supplier  having  the  right  to change those operating instructions; or
◦ Brookfield Renewable designed the asset in a way that predetermines how and for what purpose it will be used. 
This policy is applied to contracts entered into, or changed, on or after January 1, 2019. 
At inception or on reassessment of a contract that contains a lease component, Brookfield Renewable allocates the consideration in the contract to each lease component on the basis of their relative stand-alone prices. However, for the leases  of  land  and  buildings  in  which  it  is  a  lessee,  Brookfield  Renewable  has  elected  not  to  separate  non-lease components and, therefore, accounts for the lease and non-lease components as a single lease component. 
Accounting as a lessee under IFRS 16 
Brookfield Renewable recognizes a right-of-use asset and a lease liability at the lease commencement date. The right-of-use asset is initially measured at cost, which comprises the initial amount of the lease liability adjusted for any lease payments made at or before the commencement date, plus any initial direct costs incurred and an estimate of costs to dismantle and remove the underlying asset or to restore the underlying asset or the site on which it is located, less any lease incentives received. 
The right-of-use asset is subsequently depreciated using the straight-line method from the commencement date to the earlier of the end of the useful lives of the right-of-use asset or the end of the lease term. The estimated useful lives of right-of-use assets are determined on the same basis as those of property, plant and equipment. In addition, the right-of-use asset is periodically reduced by impairment losses, if any, and adjusted for certain remeasurements of the lease liability. 
The lease liability is initially measured at the present value of the lease payments that are not paid at the commencement date, discounted using the interest rate implicit in the lease or, if that rate cannot be readily determined, Brookfield Renewable’s incremental borrowing rate. Generally, Brookfield Renewable uses its incremental borrowing rate as the discount rate. 
Lease payments included in the measurement of the lease liability comprise the following: 
• Fixed payments, including in-substance fixed payments;
• Variable lease payments that depend on an index or a rate, initially measured using the index or rate as at the commencement date;
• Amounts expected to be payable under a residual value guarantee; and
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 12
• The exercise price under a purchase option that Brookfield Renewable is reasonably certain to exercise, lease payments  in  an  optional  renewable  period  if  Brookfield  Renewable  is  reasonably  certain  to  exercise  an extension option, and penalties for early termination of a lease unless Brookfield Renewable is reasonably certain not to terminate early. 
The lease liability is measured at amortized cost using the effective interest method. It is remeasured when there is a change in future lease payments arising from a change in an index or rate, if there is a change in Brookfield Renewable’s estimate of the amount expected to be payable under a residual value guarantee, or if Brookfield Renewable changes its assessment of whether it will exercise a purchase, extension or termination option. 
When the lease liability is remeasured in this way, a corresponding adjustment is made either to the carrying amount of the right-of-use asset or, when the adjustment is a reduction to the right-of-use asset, is recorded in the consolidated statements of income if the carrying amount of the right-of-use asset has been reduced to zero. 
Brookfield Renewable presents right-of-use assets in Property, plant and equipment and lease liabilities in Other long-term liabilities in the consolidated statement of financial position as at December 31, 2019. 
Short-term leases and leases of low-value assets 
Brookfield Renewable has elected not to recognize right-of-use assets and lease liabilities for short-term leases that have a  lease  term  of  twelve  months  or  less  and  leases  of  low-value  assets.  Brookfield  Renewable  recognizes  the  lease payments associated with these leases as an expense on a straight-line basis over the lease term. 
Policy applicable before January 1, 2019 
For contracts entered into before January 1, 2019, Brookfield Renewable determined whether that arrangement was or contained a lease based on the assessment of whether: 
• Fulfillment of the arrangement was dependent on the use of a specific asset or assets; and 
• The arrangement had conveyed a right to use the asset. An arrangement conveyed a right to use the asset if one of the following was met: 
◦ The purchaser had the ability or right to operate the asset while obtaining or controlling more than an insignificant amount of the output;
◦ The  purchaser  had  the  ability  or  right  to  control  physical  access  to  the  asset  while  obtaining  or controlling more than an insignificant amount of the output; or
◦ Facts  and  circumstances  indicated  that  it  was  remote  that  other  parties  would  take  more  than  an insignificant amount of the output, and the price per unit was neither fixed per unit of output nor equal to the market price per unit of output. 
Accounting as a lessee under IAS 17 
In the comparative period, as a lessee Brookfield Renewable classified leases that transfer substantially all of the risks and rewards of ownership as finance leases. When this was the case, the lease assets were measured initially at an amount equal to the lower of their fair value and the present value of the minimum lease payments. Minimum lease payments were the payments over the lease term that the lessee was required to make, excluding any contingent rent. 
Subsequently, the assets were accounted for in accordance with the accounting policy applicable to that asset. 
Assets held under other leases were classified as operating leases and were not recognized in Brookfield Renewable’s consolidated statements of financial position. Payments made under operating leases were recognized in the consolidated statements of income on a straight-line basis over the term of the lease. Lease incentives received were recognized as an integral part of the total lease expense, over the term of the lease. 
(g)   Foreign currency translation
All  figures  reported  in  the  consolidated  financial  statements  and  tabular  disclosures  to  the  consolidated  financial statements are reflected in millions of U.S. dollars, which is the functional currency of Brookfield Renewable. Each of the foreign operations included in these consolidated financial statements determines its own functional currency, and items included in the financial statements of each subsidiary are measured using that functional currency. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 13
Assets and liabilities of foreign operations having a functional currency other than the U.S. dollar are translated at the rate of exchange prevailing at the reporting date and revenues and expenses at the rate of exchange prevailing at the dates of the transactions during the period. Gains or losses on translation of foreign subsidiaries are included in OCI. Gains or losses on foreign currency denominated balances and transactions that are designated as hedges of net investments in these operations are reported in the same manner. 
In preparing the consolidated financial statements of Brookfield Renewable, foreign currency denominated monetary assets and liabilities are translated into the functional currency using the closing rate at the applicable consolidated statement  of  financial  position  dates.  Non-monetary  assets  and  liabilities,  denominated  in  a  foreign  currency  and measured at fair value, are translated at the rate of exchange prevailing at the date when the fair value was determined and non-monetary assets measured at historical cost are translated at the historical rate. Revenues and expenses are measured in the functional currency at the rates of exchange prevailing at the dates of the transactions with gains or losses included in income. 
(h) Cash and cash equivalents
Cash and cash equivalents include cash, term deposits and money market instruments with original maturities of less than 90 days. 
(i)   Restricted cash
Restricted cash includes cash and cash equivalents, where the availability of funds is restricted primarily by credit agreements. 
(j) Property, plant and equipment and revaluation method
Power generating assets are classified as property, plant and equipment and are accounted for using the revaluation method under IAS 16, Property, Plant and Equipment (“IAS 16”). Property, plant and equipment are initially measured at cost and subsequently carried at their revalued amount, being the fair value at the date of the revaluation, less any subsequent accumulated depreciation and any subsequent accumulated impairment losses. 
Brookfield  Renewable  generally  determines  the  fair  value  of  its  property,  plant  and  equipment  by  using  a  20-year discounted cash flow model for the majority of its assets. This model incorporates future cash flows from long-term power purchase agreements that are in place where it is determined that the power purchase agreements are linked specifically  to  the  related  power  generating  assets.  The  model  also  includes  estimates  of  future  electricity  prices, anticipated long-term average generation, estimated operating and capital expenditures, and assumptions about future inflation rates and discount rates by geographical location. Construction work-in-progress (“CWIP”) is revalued when sufficient information exists to determine fair value using the discounted cash flow method. Revaluations are made on an annual basis as at December 31 to ensure that the carrying amount does not differ significantly from fair value. For power  generating  assets  acquired  through  business  combinations  during  the  year,  Brookfield  Renewable  initially measures the assets at fair value consistent with the policy described in Note 1(p) – Business combinations. Accordingly, in the year of acquisition, power generating assets are not revalued at year-end unless there is an indication that assets are impaired. 
Where the carrying amount of an asset increased as a result of a revaluation, the increase is recognized in income to the extent  the  increase  reverses  a  previously  recognized  decrease  recorded  through  income,  with  the  remainder  of  the increase recognized in OCI and accumulated in equity under revaluation surplus and non-controlling interest. Where the carrying amount of an asset decreased, the decrease is recognized in OCI to the extent that a balance exists in revaluation surplus with respect to the asset, with the remainder of the decrease recognized in income. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 14
Depreciation on power generating assets is calculated on a straight-line basis over the estimated service lives of the assets, which are as follows: 
Estimated service lives
Dams Up to 115 years
Penstocks Up to 60 years
Powerhouses Up to 115 years
Hydroelectric generating units Up to 115 years
Wind generating units Up to 30 years
Solar generating units Up to 30 years
Gas-fired cogenerating (“Cogeneration”) units Up to 40 years
Other assets Up to 60 years
Costs are allocated to significant components of property, plant and equipment.  When items of property, plant and equipment have different useful lives, they are accounted for as separate items (significant components) and depreciated separately. To ensure the accuracy of useful lives and residual values, a review is conducted annually. 
Depreciation is calculated based on the cost of the asset less its residual value. Depreciation commences when the asset is in the location and conditions necessary for it to be capable of operating in the manner intended by management. It ceases at the earlier of the date the asset is classified as held-for-sale and the date the asset is derecognized. An item of property, plant and equipment and any significant component is derecognized upon disposal or when no future economic benefits are expected from its use. Other assets include equipment, buildings and leasehold improvements. Buildings, furniture and fixtures, leasehold improvements and office equipment are recorded at historical cost, less accumulated depreciation. Land and CWIP are not subject to depreciation. 
The depreciation of property, plant and equipment in Brazil is based on the duration of the authorization or the useful life of a concession asset. The weighted-average remaining duration at December 31, 2019 is 32 years (2018: 33 years). Since land rights are part of the concession or authorization, this cost is also subject to depreciation. 
Any accumulated depreciation at the date of revaluation is eliminated against the gross carrying amount of the asset, and the net amount is applied to the revalued amount of the asset. 
Gains  and  losses  on  disposal  of  an  item  of  property,  plant  and  equipment  are  recognized  in  Other  income  in  the consolidated statements of income. The revaluation surplus is reclassified within the respective components of equity and not reclassified to net income when the assets are disposed. 
(k) Asset impairment
At  each  statement  of  financial  position  date,  management  assesses  whether  there  is  any  indication  that  assets  are impaired. For non-financial tangible and intangible assets (including equity-accounted investments), an impairment is recognized if the recoverable amount, determined as the greater of the estimated fair value, less costs to sell, and the discounted future cash flows generated from use and eventual disposal of an asset or cash-generating unit, is less than its carrying value. The projections of future cash flows take into account the relevant operating plans and management’s best estimate of the most probable set of conditions anticipated to prevail. Should an impairment loss subsequently reverse, the carrying amount of the asset is increased to the lesser of the revised estimate of the recoverable amount, and the carrying amount that would have been recorded had no impairment loss been recognized previously. 
(l) Trade receivables and other current assets
Trade receivables and other current assets are recognized initially at fair value, and subsequently measured at amortized cost using the effective interest method, less any provision for expected credit losses. 
(m) Financial instruments
Effective January 1, 2018, Brookfield Renewable adopted IFRS 9 – Financial Instruments (“IFRS 9”), as issued by the IASB  in  2014,  which  provides  more  reliable  and  relevant  information  for  users  to  assess  the  amounts,  timing  and uncertainty of future cash flows. The new accounting policy was applied prospectively, with an initial application date of 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 15
January 1, 2018. The company has not restated the comparative information, which continues to be reported under IAS 39, Financial Instruments Recognition and Measurement ("IAS 39"). The adoption of IFRS 9 did not result in any material transition adjustments being recognized as at January 1, 2018. 
Initial recognition 
Under IFRS 9, regular purchases and sales of financial assets are recognized on the trade date, being the date on which Brookfield Renewable commits to purchase or sell the asset. Financial assets are derecognized when the rights to receive cash flows from the financial assets have expired or have been transferred and Brookfield Renewable has transferred substantially all the risks and rewards of ownership. 
At initial recognition, Brookfield Renewable measures a financial asset at its fair value. In the case of a financial asset not categorized as fair value through profit and loss ("FVPL"), transaction costs that are directly attributable to the acquisition of the financial asset are included at initial recognition. Transaction costs of financial assets carried at FVPL are expensed in profit or loss. 
Classification and measurement 
Subsequent measurement of financial assets depends on Brookfield Renewable’s business objective for managing the asset and the cash  flow characteristics of the asset. There are three  measurement categories into  which Brookfield Renewable classifies its financial assets: 
Amortized cost – Financial assets held for collection of contractual cash flows that represent solely payments of principal and interest are measured at amortized cost. Interest income is recognized as other income in the financial statements, and gains/losses are recognized in profit or loss when the asset is derecognized or impaired. 
FVOCI – Financial assets held to achieve a particular business objective other than short-term trading are designated at fair value through other comprehensive income ("FVOCI"). For equity instruments designated at FVOCI, there is no recycling of gains or losses through profit and loss. Upon derecognition of the asset, accumulated gains or losses are transferred from OCI directly to retained earnings. 
FVPL – Financial assets that do not meet the criteria for amortized cost or FVOCI are measured at FVPL. Gains or losses on these types of assets are recognized in profit and loss. 
Brookfield Renewable assesses on a forward-looking basis the expected credit losses ("ECL") associated with its assets carried at amortized cost and FVOCI, including finance lease receivables. For trade receivables and contract assets, Brookfield Renewable applied the simplified approach permitted by IFRS 9, which requires expected lifetime losses to be recognized from initial recognition of the asset. The simplified approach to the recognition of ECL does not require entities to track the changes in credit risk; rather, entities recognize a loss allowance at each reporting date based on the lifetime ECL since the date of initial recognition of the asset. 
Evidence of impairment may include: 
• Indications that a debtor or group of debtors is experiencing significant financial difficulty;
• A default or delinquency in interest or principal laments;
• Probability that a debtor or a group of debtors will enter into bankruptcy or other financial reorganization;
• Changes in arrears or economic conditions that correlate with defaults, where observable data indicates that there is a measurable decrease in the estimated future cash flows. 
Trade receivables and contract assets are reviewed qualitatively on a case-by-case basis to determine if they need to be written off. 
ECL are measured as the difference in the present value of the contractual cash flows that are due under contract and the cash flows expected to be received. ECL is measured by considering the risk of default over the contract period and incorporates forward looking information into its measurement. 
Financial  liabilities  are  classified  as  financial  liabilities  at  fair  value  through  profit  and  loss,  amortized  cost,  or derivatives designated as hedging instruments in an effective hedge. Brookfield Renewable determines the classification of its financial liabilities at initial recognition. Brookfield Renewable’s financial liabilities include accounts payable and accrued  liabilities,  corporate  borrowings,  non-recourse  borrowings,  derivative  liabilities,  and  due  to  related  party 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 16
balances. Financial liabilities are initially measured at fair value, with subsequent measurement determined based on their classification as follows: 
FVPL – Financial liabilities held for trading, such as those acquired for the purpose of selling in the near term, and derivative financial instruments entered into by Brookfield Renewable that do not meet hedge accounting criteria, and tax equity are classified as fair value through profit and loss. Gains or losses on these types of liabilities are recognized in profit and loss. 
Brookfield  Renewable  owns  and  operates  certain  projects  in  the  U.S.  under  tax  equity  structures  to  finance  the construction of  solar and  wind projects. Such structures are designed to allocate renewable tax incentives,  such as investment tax credits ("ITCs"), production tax credits ("PTCs") and accelerated tax depreciation, to tax equity investors. Generally, tax equity structures grant the tax equity investors the majority of the project's U.S. taxable earnings and renewable tax incentives, along with a smaller portion of the projects' cash flows, until a contractually determined point at which the allocations are adjusted (the "Flip Point"). Subsequent to the Flip Point the majority of the project’s U.S. tax able earnings, renewable tax incentives and cash flows are allocated to the sponsor. The Flip Point dates are generally dependent on the underlying projects’ reaching an agreed upon after tax investment return, however, from time to time, the Flip Point dates may be dates specified within the contract. At all times, both before and after the projects' Flip Point, Brookfield Renewable retains control over the projects financed with a tax-equity structure. In accordance with the substance of the contractual agreements, the amounts paid by the tax equity investors for their equity stakes are classified as financial instrument liabilities on the consolidated statements of financial position and at each reporting date are remeasured to their fair value in accordance with IFRS 9. 
The fair value of the tax equity financing is generally comprised of the following elements: 
Elements affecting the fair value of the tax equity financing Description 
Allocation of PTCs to the tax equity investor are derived from the  power  generated  during  the  period.  The  PTCs  are recognized in foreign exchange and financial instrument gain (loss)  with  a  corresponding  reduction  to  the  tax  equity liability. 
Production tax credits (PTCs) 
Under  the  terms  of  the  tax  equity  agreements,  Brookfield Renewable  is  required  to  allocate  specified  percentages  of taxable income (loss) to the tax equity investor. As amounts are allocated the obligation to deliver them is satisfied and a reduction  to  the  tax  equity  liability  is  recorded  with  a corresponding amount recorded within foreign exchange and financial instrument gain (loss) on the statement of income and loss. 
Taxable income (loss), including tax attributes such as accelerated tax depreciation 
Certain of the contracts contain annual production thresholds. When the thresholds are exceeded the tax equity investor is required  to  contribute  additional  cash  amounts.  The  cash amounts paid increase the value of the tax equity liability. 
Pay-go contributions 
Certain of the contracts also require cash distributions to the tax equity investor. Upon payment the tax equity liability is reduced in the amount of the cash distribution. 
Cash distributions 
Amortized cost – All other financial liabilities are classified as amortized cost using the effective interest rate method. Gains  and  losses  are  recognized  in  profit  and  loss  when  the  liabilities  are  derecognized  as  well  as  through  the amortization  process.  Remeasurement  gains  and  losses  on  financial  liabilities  classified  as  amortized  cost  will  be presented in the statement of income and loss. Amortized cost is computed using the effective interest method less any principal  repayment  or  reduction.  The  calculation  takes  into  account  any  premium  or  discount  on  acquisition  and includes transaction costs and fees that are an integral part of the effective interest rate. This category includes trade and other payables, dividends payable, interest-bearing loans and borrowings, and corporate credit facilities. 
Derivatives and hedge accounting 
Derivatives are initially recognized at fair value on the date a derivative contract is entered into and are subsequently remeasured to their fair value at the end of each reporting period. The accounting for subsequent changes in fair value 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 17
depends on whether the derivative is designated as a hedging instrument, and if so, the nature of the item being hedged and the type of hedge relationship designated. 
Brookfield Renewable designates its derivatives as hedges of: 
• Foreign  exchange  risk  associated  with  the  cash  flows  of  highly  probable  forecast  transactions  (cash  flow hedges);
• Foreign exchange risk associated with net investment in foreign operations (net investment hedges);
• Commodity price risk associated with cash flows of highly probable forecast transactions (cash flow hedges); and 
• Floating interest rate risk associated with payments of debts (cash flow hedges). 
At  the  inception  of  a  hedge  relationship,  Brookfield  Renewable  formally  designates  and  documents  the  hedge relationship  to  which  it  wishes  to  apply  hedge  accounting  and  the  risk  management  objective  and  strategy  for undertaking the hedge. 
A hedging relationship qualifies for hedge accounting if it meets all of the following effectiveness requirements: 
• There is an 'economic relationship' between the hedged item and the hedging instrument;
• The effect of credit risk does not 'dominate the value changes' that result from that economic relationship; and 
• The hedge ratio of the hedging relationship is the same as that resulting from the quantity of the hedged item that  Brookfield  Renewable  actually  hedges  and  the  quantity  of  the  hedging  instrument  that  Brookfield Renewable actually uses to hedge that quantity of hedged item. 
The fair values of various derivative financial instruments used for hedging purposes and movements in the hedge reserve within equity are shown in Note 6 – Risk management and financial instruments. 
When a hedging instrument expires, is sold, is terminated, or no longer meets the criteria for hedge accounting, any cumulative deferred gain or loss and deferred costs of hedging in equity at that time remain in equity until the forecasted transaction occurs. When the forecasted transaction is no longer expected to occur, the cumulative gain or loss and deferred costs of hedging are immediately reclassified to profit and loss. 
If  the  hedge  ratio  for  risk  management  purposes  is  no  longer  optimal  but  the  risk  management  objective  remains unchanged  and  the  hedge  continues  to  qualify  for  hedge  accounting,  the  hedge  relationship  will  be  rebalanced  by adjusting either the volume of the hedging instrument or the volume of the hedged item so that the hedge ratio aligns with the ratio used for risk management purposes. Any hedge ineffectiveness is calculated and accounted for in profit and loss at the time of the hedge relationship rebalancing. 
(i)   Cash flow hedges that qualify for hedge accounting 
The effective portion of changes in the fair value of derivatives that are designated and qualify as cash flow hedges is recognized in the cash flow hedge reserve within equity, limited to the cumulative change in fair value of the hedged item on a present value basis from the inception of the hedge. The gain or loss relating to the ineffective portion is recognized immediately in profit and loss, within financial instruments gain (loss). 
Gains and losses relating to the effective portion of the change in fair value of the entire forward contract are recognized in the cash flow hedge reserve within equity. Amounts accumulated in equity are reclassified in the period when the hedged item affects profit and loss. 
(ii)   Net investment hedges that qualify for hedge accounting 
Hedges of net investments in foreign operations are accounted for similarly to cash flow hedges. Any gain or loss on the hedging instrument relating to the effective portion of the hedge is recognized in OCI and accumulated in reserves in equity. The gain or loss relating to the ineffective portion is recognized immediately in profit and loss within Foreign exchange and financial instruments (loss) gain. Gains and losses accumulated in equity will be reclassified to profit and loss when the foreign operation is partially disposed of or sold. 
(iii)   Hedge ineffectiveness 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 18
Brookfield Renewable’s hedging policy only allows for the use of derivative instruments that form effective hedge relationships.  Hedge  effectiveness  is  determined  at  the  inception  of  the  hedge  relationship  and  through  periodic prospective  effectiveness  assessments  to  ensure  that  an  economic  relationship  exists  between  the  hedged  item  and hedging instrument. Where the critical terms of the hedging instrument match exactly with the terms of the hedged item, a qualitative assessment of effectiveness is performed. For other hedge relationships, the hypothetical derivative method to assess effectiveness is used. 
(n) Revenue and expense recognition
Effective January 1, 2018, Brookfield Renewable adopted IFRS 15 – Revenue from Contracts with Customers (“IFRS 15”) using the modified retrospective method applied to those contracts which were not completed as of January 1, 2018. IFRS 15 supersedes IAS 11 Construction Contracts, IAS 18 Revenue and related interpretations and it applies, with limited exceptions, to all revenue arising from contracts with its customers. 
The majority of revenue is derived from the sale of power and power related ancillary services both under contract and in the open market, sourced from Brookfield Renewable’s power generating facilities. The obligations are satisfied over time as the customer simultaneously receives and consumes benefits as Brookfield Renewable delivers electricity and related products. Revenue is recorded based upon the output delivered and capacity provided at rates specified under either contract terms or prevailing market rates. The revenue reflects the consideration Brookfield Renewable expects to be entitled to in exchange for those goods or services. Costs related to the purchases of power or fuel are recorded upon delivery. All other costs are recorded as incurred. 
Details  of  the  revenue  recognized  per  geographical  region  and  technology  are  included  in  Note  7  –  Segmented information. 
Where available, Brookfield Renewable has elected the practical expedient available under IFRS 15 – Revenue from Contracts with Customers (“IFRS 15”) for measuring progress toward complete satisfaction of a performance obligation and  for  disclosure  requirements  of  remaining  performance  obligations. The  practical  expedient  allows  an  entity  to recognize revenue in the amount  to  which the entity  has the right to invoice  such that the entity has a right to the consideration in an amount that corresponds directly with the value to the customer for performance completed to date by the entity. 
If the consideration in a contract that does not apply the practical expedient available under IFRS 15 for measuring progress toward complete satisfaction of a performance obligation includes a variable amount, Brookfield Renewable estimates the amount of consideration to which it will be entitled in exchange for transferring the goods to the customer. The variable consideration is estimated at contract inception and constrained until it is highly probable that a significant revenue reversal in the amount of cumulative revenue recognised will not occur when the associated uncertainty with the variable consideration is subsequently resolved. 
Brookfield  Renewable  also  sells  power  and  related  products  under  bundled  arrangements.  Energy,  capacity  and renewable credits within power purchase agreements are considered to be distinct performance obligations. A contract’s transaction  price  is  allocated  to  each  distinct  performance  obligation  and  recognized  as  revenue  when,  or  as,  the performance obligation is satisfied under IFRS 15. Brookfield Renewable views the sale of energy and capacity as a series of distinct goods that is substantially the same and has the same pattern of transfer measured by the output method. Brookfield Renewable views renewable credits to be performance obligations satisfied at a point in time. During the year ended December 31, 2019, revenues recognized at a point in time corresponding to the sale of renewable credits were $114 million (2018: $104 million). Measurement of satisfaction and transfer of control to the customer of renewable credits in a bundled arrangement coincides with the pattern of revenue recognition of the underlying energy generation. 
Revenues recognized that are outside the scope of IFRS 15 include realized gains and losses from derivatives used in the risk management of Brookfield Renewable's generation activities related to commodity prices. Financial transactions included in revenues for the year ended December 31, 2019 increased revenues by $52 million (2018: $25 million). 
Contract Balances 
Contract assets – A contract asset is the right to consideration in exchange for goods or services transferred to the customer. If Brookfield Renewable performs by transferring goods or services to a customer before the customer pays consideration or before payment is due, a contract asset is recognized for the earned consideration that is conditional. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 19
Trade  receivables  –  A  receivable  represents  Brookfield  Renewable’s  right  to  an  amount  of  consideration  that  is unconditional (i.e., only the passage of time is required before payment of the consideration is due). 
Contract liabilities – A contract liability is the obligation to transfer goods or services to a customer for which Brookfield Renewable has received consideration (or an amount of consideration is due) from the customer. If a customer pays consideration before Brookfield Renewable transfers goods or services to the customer, a contract liability is recognized when the payment is made or the payment is due (whichever is earlier). Contract liabilities are recognized as revenue when Brookfield Renewable performs under the contract. 
(o) Income taxes
Current  income  tax  assets  and  liabilities  are  measured  at  the  amount  expected  to  be  paid  to  tax  authorities,  net  of recoveries, based on the tax rates and laws enacted or substantively enacted at the statement of financial position dates. Current income tax assets and liabilities are included in trade receivables and other current assets and accounts payable and accrued liabilities, respectively. 
Deferred tax is recognized on taxable temporary differences between the tax bases and the carrying amounts of assets and liabilities. Deferred tax is not recognized if the temporary difference arises from goodwill or from initial recognition (other than in a business combination) of other assets and liabilities in a transaction that affects neither taxable profit nor accounting profit. Deferred income tax assets are recognized for all deductible temporary differences, carry forwards of unused tax credits and unused tax losses, to the extent that it is probable that deductions, tax credits and tax losses can be utilized. The carrying amount of deferred income tax assets is reviewed at each statement of financial position date and reduced to the extent it is no longer probable that the income tax assets will be recovered. Deferred income tax assets and liabilities are measured at the tax rates that are expected to apply to the year when the assets are realized or the liabilities settled, using the tax rates and laws enacted or substantively enacted at the statement of financial position dates. 
Current and deferred income taxes relating to items recognized directly in OCI are also recognized directly in OCI. 
(p) Business combinations
The acquisition of a business is accounted for using the acquisition method. The consideration for an acquisition is measured at the aggregate of the fair values, at the date of exchange, of the assets transferred, the liabilities incurred to former owners of the acquired business, and equity instruments issued by the acquirer in exchange for control of the acquired business. The acquired business’ identifiable assets, liabilities and contingent liabilities that meet the conditions for recognition under IFRS 3, Business Combinations, are recognized at their fair values at the acquisition date, except for  income  taxes  which  are measured  in  accordance  with  IAS  12,  Income Taxes,  share-based  payments  which  are measured in accordance with IFRS 2, Share-based Payment and non-current assets that are classified as held-for-sale which are measured at fair value less costs to sell in accordance with IFRS 5, Non-current Assets Held for Sale and Discontinued  Operations.  The  non-controlling  interest  in  the  acquiree  is  initially  measured  at  the  non-controlling interest’s proportion of the net fair value of the identifiable assets, liabilities and contingent liabilities recognized or when applicable, at the fair value of the shares outstanding. 
To the extent that the aggregate of the fair value of consideration paid, the amount of any non-controlling interest and the fair value of any previously  held interest in the acquiree exceeds the fair value of the net identifiable tangible  and intangible assets acquired, goodwill is recognized. To the extent that this difference is negative, the amount is recognized as a gain in income. Goodwill is not amortized and is not deductible for tax purposes. However, after initial recognition, goodwill will be measured at cost less any accumulated impairment losses. An impairment assessment will be performed at least annually, and whenever circumstances such as significant declines in expected revenues, earnings or cash flows indicate that it is more likely than not that goodwill might be impaired. Goodwill impairment charges are not reversible. 
When a business combination is achieved in stages, previously held interests in the acquired entity are re-measured to fair value at the acquisition date, which is the date control is obtained, and the resulting gain or loss, if any, is recognized in income. Amounts arising from interests in the acquired business prior to the acquisition date that have previously been recognized in OCI are reclassified to income. Upon disposal or loss of control of a subsidiary, the carrying amount of the net assets of the subsidiary (including any OCI relating to the subsidiary) are derecognized with the difference between any proceeds received and the carrying amount of the net assets recognized as a gain or loss in income. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 20
Where  applicable,  the  consideration  for  the  acquisition  includes  any  asset  or  liability  resulting  from  a  contingent consideration arrangement, measured at its acquisition-date fair value. Subsequent changes in fair values are adjusted against the cost of the acquisition where they qualify as measurement period adjustments. All other subsequent changes in the fair value of contingent consideration classified as liabilities will be recognized in the consolidated statements of income, whereas changes in the fair values of contingent consideration classified within equity are not subsequently re-measured. 
(q) Assets held for sale
Non-current  assets  and  disposal  groups  are  classified  as  held  for  sale  if  their  carrying  amount  will  be  recovered principally through a sale transaction rather than through continuing use. This condition is regarded as met only when the sale is highly probable and the non-current asset or disposal group is available for immediate sale in its present condition. Management must be committed to the sale, which should be expected to qualify for recognition as a completed sale within one year from the date of classification subject to limited exceptions. 
When Brookfield Renewable is committed to a sale plan involving loss of control of a subsidiary, all of the assets and liabilities of that subsidiary are classified as  held for sale  when the criteria  described above are  met, regardless of whether Brookfield Renewable will retain a non-controlling interest in its former subsidiary after the sale. 
Non-current assets and disposal groups classified as held for sale are measured at the lower of their previous carrying amount and fair value less costs to sell. 
Non-current assets classified as held for sale and the assets of a disposal group are presented separately from other assets in the consolidated statements of financial position and are classified as current. The liabilities of a disposal group classified as held for sale are presented separately from other liabilities in the consolidated statements of  financial position. 
Once classified as held for sale, property, plant and equipment and intangible assets are not depreciated or amortized. 
(r) Other items
(i)   Capitalized costs 
Capitalized costs related to CWIP include all eligible expenditures incurred in connection with the development and construction of the power generating asset. The expenditures consist of cost of materials, direct labor and any other costs directly attributable to bringing the asset to a working condition for its intended use, and the costs of dismantling and removing the items and restoring the site on which they are located. Interest and borrowing costs are capitalized when activities that are necessary to prepare the asset for its intended use or sale are in progress, expenditures for the asset have been incurred and funds have been used or borrowed to fund the construction or development. Capitalization of costs ceases when the asset is ready for its intended use. 
(ii)   Pension and employee future benefits 
Pension and employee future benefits are recognized in the consolidated financial statements in respect of employees of the operating entities within Brookfield Renewable. The costs of retirement benefits for defined benefit plans and post-employment benefits are recognized as the benefits are earned by employees. The projected unit credit method, using the length of service and management’s best estimate assumptions, is used to value pension and other retirement benefits. All actuarial gains and losses are recognized immediately through OCI in order for the net pension asset or liability recognized in the consolidated statements of financial position to reflect the full value of the plan deficit or surplus. Net interest is calculated by applying the discount rate to the net defined benefit asset or liability. Changes in the net defined benefit obligation related to service costs (comprising of current service costs, past services costs, gains and losses on curtailments  and  non-routine  settlements),  and  net  interest  expense  or  income  are  recognized  in  the  consolidated statements of income. 
Re-measurements, comprising of actuarial gains or losses, the effect of the asset ceiling, and the return on plan assets (excluding  net  interest),  are  recognized  immediately  in  the  consolidated  statements  of  financial  position  with  a corresponding debit or credit to OCI in the period in which they occur. Re-measurements are not reclassified to profit or loss in subsequent periods. For defined contribution plans, amounts are expensed based on employee entitlement 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 21
(iii)   Decommissioning, restoration and environmental liabilities 
Legal and constructive obligations associated with the retirement of property, plant and equipment are recorded as liabilities when those obligations are incurred and are measured at the present value of the expected costs to settle the liability, using a discount rate that reflects the current market assessments of the time value of money and the risks specific to the liability. The liability is accreted up to the date the liability will be settled with a corresponding charge to operating expenses. The carrying amount of decommissioning, restoration and environmental liabilities is reviewed annually with changes in the estimates of timing or amount of cash flows added to or deducted from the cost of the related asset. 
(iv)   Interest and borrowing costs 
Interest and borrowing costs are capitalized when such costs are directly attributable to the acquisition, construction or production of a qualifying asset. A qualifying asset is an asset that takes a substantial period of time to prepare for its intended use. 
(v)   Provisions 
A provision is a liability of uncertain timing or amount. A provision is recognized if Brookfield Renewable has a present legal or constructive obligation as a result of past events, it is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation and the amount can be reliably estimated. Provisions are not recognized for future operating losses. The provision is measured at the present value of the best estimate of the expenditures expected to be required to settle the obligation using a discount rate that reflects the current market assessments of the time value of money and the risks specific to the obligation. Provisions are re-measured at each statement of financial position date using the current discount rate. The increase in the provision due to the passage of time is recognized as interest expense. 
(vi)   Interest income 
Interest income is earned with the passage of time and is recorded on an accrual basis. 
(vii)   Government grants 
Brookfield  Renewable  becomes  eligible  for  government  grants  by  constructing  or  purchasing  renewable  power generating assets, and by bringing those assets to commercial operation, coupled with a successful application to the applicable program or agency. The assessment of whether or not a project has complied with the conditions and that there is reasonable assurance the grants will be received will be undertaken on a case by case basis. Brookfield Renewable reduces the cost of the asset by the amount of the grant. The grant amounts are recognized in income on a systematic basis as a reduction of depreciation over the periods, and in the proportions, in which depreciation on those assets is charged. 
With respect to grants related to income, the government assistance (in the form of the difference between market price and guaranteed fixed price) typically becomes payable once electricity is produced and delivered to the relevant grid. It is at this point that the receipt of the grant becomes reasonably assured, and therefore the grant is recognized as revenue in the month that delivery of the electricity occurs. 
(s) Critical estimates
Brookfield Renewable makes estimates and assumptions that affect the carrying value of assets and liabilities, disclosure of contingent assets and liabilities and the reported amount of income and OCI for the year. Actual results could differ from these estimates. The estimates and assumptions that are critical to the determination of the amounts reported in the consolidated financial statements relate to the following: 
(i)   Property, plant and equipment 
The fair value of Brookfield Renewable’s property, plant and equipment is calculated using estimates and assumptions about future electricity prices from renewable sources, anticipated long-term average generation, estimated operating and capital expenditures, future inflation rates and discount rates, as described in Note 13 – Property, plant and equipment, at fair value. Judgment is involved in determining the appropriate estimates and assumptions in the valuation of Brookfield Renewable’s property, plant and equipment. See Note 1(t)(iii) – Critical judgments in applying accounting policies – Property, plant and equipment for further details. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 22
Estimates of  useful lives and  residual values are used in determining depreciation and amortization. To ensure the accuracy of useful lives and residual values, these estimates are reviewed on an annual basis. 
(ii)   Financial instruments 
Brookfield Renewable  makes estimates and assumptions that affect the carrying value of its financial instruments, including  estimates  and  assumptions  about  future  electricity  prices,  long-term  average  generation,  capacity  prices, discount rates, the timing of energy delivery and the elements affecting fair value of the tax equity financings. The fair value of interest rate swaps is the estimated amount that another party  would receive or pay to terminate the swap agreements at the reporting date, taking into account current market interest rates. This valuation technique approximates the net present value of future cash flows. See Note 6 – Risk management and financial instruments for more details. 
(iii)   Deferred income taxes 
The consolidated financial statements include estimates and assumptions for determining the future tax rates applicable to subsidiaries and identifying the temporary differences that relate to each subsidiary. Deferred income tax assets and liabilities are measured at the tax rates that are expected to apply during the year when the assets are realized or the liabilities settled, using the tax rates and laws enacted or substantively enacted at the consolidated statement of financial position dates. Operating plans and forecasts are used to estimate when the temporary difference will reverse. 
(iv)    Decommissioning liabilities 
Decommissioning costs will be incurred at the end of the operating life of some of Brookfield Renewable’s assets. These obligations are typically many years in the future and require judgment to estimate. The estimate of decommissioning costs  can  vary  in  response  to  many  factors  including  changes  in  relevant  legal,  regulatory,  and  environmental requirements,  the  emergence  of  new  restoration  techniques  or  experience  at  other production  sites.  Inherent  in  the calculations of these costs are assumptions and estimates including the ultimate settlement amounts, inflation factors, discount rates, and timing of settlements. 
(t) Critical judgments in applying accounting policies
The  following  are  the  critical  judgments  that  have  been  made  in  applying  the  accounting  policies  used  in  the consolidated financial statements and that have the most significant effect on the amounts in the consolidated financial statements: 
(i)   Preparation of consolidated financial statements 
These consolidated financial statements present the financial position, results of operations and cash flows of Brookfield Renewable.  Brookfield  Renewable  exercises  judgment  in  determining  whether  non-wholly  owned  subsidiaries  are controlled  by  Brookfield  Renewable.  Brookfield  Renewable’s  judgment  included  the  determination  of  (i)  how  the relevant activities of the subsidiary are directed; (ii) whether the rights of shareholdings are substantive or protective innature; and (iii) Brookfield Renewable’s ability to influence the returns of the subsidiary. 
(ii)   Common control transactions 
Common control business combinations specifically fall outside of scope of IFRS 3 and as such management has used its judgment to determine an appropriate policy to account for these transactions, considering other relevant accounting guidance that is within the framework of principles in IFRS and that reflects the economic reality of the transactions, in accordance with IAS 8, Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors. Brookfield Renewable’s policy is to record assets and liabilities recognized as a result of transactions between entities under common control at the  carrying  value  on  the  transferor’s  financial  statements,  and  to  have  the  consolidated  Statements  of  Income, consolidated  Statements  of  Comprehensive  Income,  consolidated  Statements  of  Financial  Position,  consolidated Statements of Changes in Equity and consolidated Statements of Cash Flows reflect the results of combining entities for all  periods  presented  for  which  the  entities  were  under  the  transferor’s  common  control,  irrespective  of  when  the combination takes place. Differences between the consideration given and the assets and liabilities received are recorded directly to equity. 
(iii)   Property, plant and equipment 
The accounting policy relating to Brookfield Renewable’s property, plant and equipment is described in Note 1(j) – Property, plant and equipment and revaluation method. In applying this policy, judgment is used in determining whether 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 23
certain  costs  are  additions  to  the  carrying  amount  of  the  property,  plant  and  equipment  as  opposed  to  repairs  and maintenance. If an asset has been developed, judgment is required to identify the point at which the asset is capable of being  used  as  intended  and  to  identify  the  directly  attributable  costs  to  be  included  in  the  carrying  value  of  the development  asset.  The  useful  lives  of  property,  plant  and  equipment  are  determined  by  independent  engineers periodically with an annual review by management. 
Annually, Brookfield Renewable determines the fair value of its property, plant and equipment using a methodology that it has judged to be reasonable. The methodology for hydroelectric assets is generally a 20-year discounted cash flow model. 20 years is the period considered reasonable as Brookfield Renewable has 20-year capital plans and it believes a reasonable  third  party  would  be  indifferent  between  extending  the  cash  flows  further  in  the  model  versus  using  a discounted terminal value. The methodology for wind, solar and storage & other assets is to align the model length with the expected remaining useful life of the subject assets. 
The valuation model incorporates future cash flows from long-term power purchase agreements that are in place where it is determined that the power purchase agreements are linked specifically to the related power generating assets. With respect to estimated future generation that does not incorporate long-term power purchase agreement pricing, the cash flow model uses estimates of future electricity prices using broker quotes from independent sources for the years in which  there  is  a  liquid  market.  The  valuation  of  power  generating  assets  not  linked  to  long-term  power  purchase agreements also requires the development of a long-term estimate of future electricity prices. In this regard the valuation model uses a discount to the all-in cost of construction with a reasonable return, to secure energy from a new renewable resource with a similar generation profile to the asset being valued as the benchmark that will establish the market price for electricity for renewable resources. 
Brookfield Renewable’s long-term view is anchored to the cost of securing new energy from renewable sources to meet future demand growth by the years 2026 to 2035 in North America, 2027 in Colombia, and 2023 in Europe and Brazil. The  year  of  new  entry  is  viewed  as  the  point  when  generators  must  build  additional  capacity  to  maintain  system reliability and provide an adequate level of reserve generation with the retirement of older coal fired plants and rising environmental compliance costs in North America and Europe, and overall increasing demand in Colombia and Brazil. For the North American and European businesses, Brookfield Renewable has estimated a discount to these new-build renewable asset prices to determine renewable electricity prices for hydroelectric and wind facilities. In Brazil and Colombia, the estimate of future electricity prices is based on a similar approach as applied in North America using a forecast of the all-in cost of development. 
Terminal  values  are  included  in  the  valuation  of  hydroelectric  assets  in  North  America  and  Colombia.  For  the hydroelectric assets in Brazil, cash flows have been included based on the duration of the authorization or useful life of a concession asset with consideration of a one-time 30-year renewal on qualifying hydroelectric assets. 
Discount rates are determined each year by considering the current interest rates, average market cost of capital as well as the price risk and the geographical location of the operational facilities as judged by management. Inflation rates are also determined by considering the current inflation rates and the expectations of future rates by economists. Operating costs are based on long-term budgets escalated for inflation. Each operational facility has a 20-year capital plan that it follows to ensure the maximum life of its assets is achieved. Foreign exchange rates are forecasted by using the spot rates and the available forward rates, extrapolated beyond the period available. The inputs described above to the discounted cash flow model require management to consider facts, trends and plans in making its judgments as to what derives a reasonable fair value of its property, plant and equipment. 
(iv)   Financial instruments 
The accounting policy relating to Brookfield Renewable’s financial instruments is described in Note 1(m) – Financial instruments. In applying the policy, judgments are made in applying the criteria set out in IFRS 9 and IAS 39, to record financial instruments at  fair value through profit and loss, fair value through other comprehensive  income and the assessments of the effectiveness of hedging relationships. 
(v)   Deferred income taxes 
The accounting policy relating to Brookfield Renewable’s income taxes is described in Note 1(o) – Income taxes. In applying this policy, judgments are made in determining the probability of whether deductions, tax credits and tax losses can be utilized. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 24
(u)   Future changes in accounting policies
In August 2020, the IASB published Interest Rate Benchmark Reform - Amendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 and  IFRS  16  (“Phase  II  Amendments”),  effective  January  1,  2021,  with  early  adoption  permitted.  The  Phase  II Amendments provide additional guidance to address issues that will arise during the transition of benchmark interest rates. The Phase II Amendment primarily relate to the modification of financial instruments, allowing for prospective application  of  the  applicable  benchmark  interest  rate  and  continued  application  of  hedge  accounting,  provided  the amended hedging relationship continues to meet all qualifying criteria. 
Brookfield Renewable is currently completing an assessment and implementing its transition plan to address the impact and effect of changes as a result of amendments to the contractual terms of IBOR referenced floating-rate borrowings, interest rate swaps, interest rate caps, and updating hedge designations. We expect to have completed our assessment in advance of 1 January 2021. The adoption is not expected to have a significant impact on Brookfield Renewable. 
Brookfield Renewable has not early adopted any other standards, interpretations or amendments that have been issued but are not yet effective. 
2. PRINCIPAL SUBSIDIARIES
The following table lists the subsidiaries of Brookfield Renewable which, in the opinion of management, significantly affect its financial position and results of operations as at December 31, 2019: 
Percentage of 
Jurisdiction of voting securities 
Incorporation or owned or 
Organization controlled (%) 
BP Brazil US Subco LLC ......................................................................................Delaware 100 
Brookfield BRP Canada Corp. ...............................................................................Alberta 100 
Brookfield BRP Europe Holdings (Bermuda) Limited ..............................................Bermuda 100 
Brookfield Power US Holding America Co. ............................................................Delaware 100 
Isagen S.A. E.S.P.(1) ..............................................................................................Colombia 100 
Orion Canadian Holdings 1 AIV L.P. ......................................................................Ontario 100 
(1)Voting control held through voting agreements with Brookfield.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 25
3. ACQUISITIONS
Completed in 2019 
The following investments were accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of acquisition. 
India Wind Portfolio 
Brookfield Renewable, along  with its institutional partners, completed a transaction in India to acquire a 105 MW operating wind facility on June 7, 2019 and a 105 MW operating wind facility on July 8, 2019 (collectively, the "India Wind Portfolio"). 
Brookfield Renewable, along with institutional partners, acquired the India Wind Portfolio for a total consideration of INR 4.6 billion ($67 million), plus a contingent payment expected to be INR 0.8 billion ($12 million). Brookfield Renewable expects to hold a 25% economic interest. The total acquisition costs of less than $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other in the consolidated statement of income. Brookfield Renewable holds a 25% economic interest and 100% voting interest. 
This investment was accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of the acquisition. If the acquisition had taken place at the beginning of the  year, the revenue  from the India Wind Portfolio  would have been $37 million for the  year ended December 31, 2019. 
China Wind Facility 
On September 30, 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the acquisition of a 200 MW operating wind facility in China ("China Wind Facility") for a total consideration of CNY 1,140 million ($160 million). Brookfield Renewable holds a 25% economic interest and 100% voting interest. The total acquisition costs of less than $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other in the consolidated statement of income. 
This investment was accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of the acquisition. If the acquisition had taken place at the beginning  of  the  year,  the  revenue  from  the  China Wind  Facility  would  have  been  $44 million  for  the  year  ended December 31, 2019. 
United States Distributed Generation Portfolio ("DG Portfolio") 
On September 26, 2019, Brookfield Renewable, acquired a 100% interest in a 320 MW distributed generation portfolio of renewable energy facilities in the United States, for total consideration of $735 million. The total acquisition costs of $5 million were expensed as incurred and have been classified under Other in the consolidated statement of income. 
This investment was accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the consolidated financial statements since the date of the acquisition. If the acquisition had taken place at the beginning of the year, the revenue from the DG Portfolio would have been $67 million for the year ended December 31, 2019. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 26
The purchase price allocations, at fair value, with respect to the acquisitions are as follows: 
India Wind China Wind 
(MILLIONS) PortfolioFacilityDG PortfolioTotal
Cash and cash equivalents...........................$— $— $3 $3
Restricted cash ...........................................142—16
Trade receivables and other current assets.....145147112
Property, plant and equipment...................... 13 2433077531,303
Current liabilities ........................................(1)(23)(8)(32)
Current portion of non-recourse borrowings.. 15 (12)(18)—(30)
Financial instruments ..................................(4)——(4)
Non-recourse borrowings............................ 15 (158)(131)—(289)
Deferred income tax liabilities.....................(8)(28)—(36)
Decommissioning liabilities......................... 27 (5)—(33)(38)
Other long-term liabilities...........................(4)—(27)(31)
Fair value of net assets acquired...................$79 $160 $735 $974
The following investment was accounted for using the equity method as Brookfield Renewable has significant influence through its position in the business, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of investment. 
X-Elio 
In December 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed a 50-50 joint venture in respect  of  X-Elio.  Headquartered  in  Spain,  X-Elio's  portfolio  includes  approximately  972  MW  of  operating  solar, approximately 1,000 MW of assets under construction and a 5,000 MW development pipeline with a focus in Spain, Mexico, U.S. and Japan. Brookfield Renewable retains an approximate 12.5% economic interest in the joint venture. Brookfield Renewable's consideration was €124 million ($138 million). 
Completed in 2018 
The following investments were accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the consolidated financial statements since the date of acquisition. 
Biotherm 
Brookfield Renewable previously acquired TerraForm Global, Inc. (“TerraForm Global”) on December 28th, 2017. Included in the  net  identifiable assets of TerraForm Global  was $56  million in restricted  cash and deposits  for the acquisition of controlling interests (ranging between 65% and 70%) in three separate companies that cumulatively operate 49 MW of wind and solar assets in South Africa (“Biotherm”). 
In March 2018, Brookfield Renewable acquired Biotherm for a total consideration of $71 million. This amount was transferred  in  two  tranches  and  included  the  aforementioned  deposit,  a  cash  payment  of  $12  million  and  deferred consideration of $3 million. 
The total acquisition costs of less than $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other in the consolidated statement of income. 
Northern Ireland Wind 
In March 2018, Brookfield Renewable entered into an agreement to acquire, along with its institutional partners, a 100% interest in a 23 MW wind facility in Northern Ireland (“Northern Ireland Wind”). 
In October 2018, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the acquisition of Northern Ireland Wind. The total consideration was £22 million ($28 million). Brookfield Renewable retains an approximate 40% controlling interest and 100% voting interest. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 27
The total acquisition costs of less than $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other  in the consolidated statement of income. 
Saeta Yield 
On February 7, 2018, Brookfield Renewable, announced that it intended to launch a voluntary tender offer (the “Tender Offer”) to acquire 100% of the outstanding shares of Saeta Yield, S.A. (“Saeta Yield”), a Spanish renewable power company with over 1,000 MW of solar and wind facilities (approximately 250 MW of solar and 778 MW of wind) located  primarily  in  Spain.  The  Tender  Offer  was  for  €12.20  in  cash  per  share  of  Saeta  Yield.  On  June  8,  2018, Brookfield  Renewable  announced  that  Spain’s  National  Securities  Market  Commission  confirmed  an  over  95% acceptance of shares of Saeta in the Tender Offer (the “Tendered Shares”). 
On  June  12,  2018,  Brookfield  Renewable  completed  the  acquisition  of  the  Tendered  Shares  for  total  aggregate consideration of $1.1 billion. Having acquired 95.28% of the shares of Saeta, Brookfield Renewable then pursued a statutory squeeze out procedure under Spanish law to procure the remaining approximately 4.72% of the shares of Saeta for $54.6 million. 
If the acquisition had taken place at the beginning of the year, the revenue from Saeta Yield would have been $407 million for the year ended December 31, 2018. 
Purchase price allocations 
Final purchase price allocations, at fair value, with respect to the acquisitions are as follows: 
Northern 
(MILLIONS) BiothermIreland WindSaeta YieldTotal
Cash and cash equivalents ...............................................$12 $1 $187 $200
Restricted cash ...............................................................——9595
Trade receivables and other current assets.........................7—9198
Property, plant and equipment, at fair value.......................158532,7332,944
Intangible assets .............................................................——257257
Other long-term assets ....................................................——4646
Current liabilities ............................................................(3)(4)(91)(98)
Current portion of non-recourse borrowings......................(3)——(3)
Financial instruments ......................................................(2)—(137)(139)
Non-recourse borrowings ................................................(69)(18)(1,894)(1,981)
Deferred income tax liabilities .........................................(35)(4)(161)(200)
Decommissioning liabilities .............................................——(68)(68)
Other long-term liabilities ...............................................——(22)(22)
Non-controlling interests .................................................(21)—(55)(76)
Fair value of net assets acquired .......................................$44 $28 $981 $1,053
Goodwill .......................................................................27—133160
Purchase price ................................................................$71 $28 $1,114 $1,213
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 28
Completed in 2017 
The following investment was accounted for using the equity method as  Brookfield Renewable has significant influence through its position in the business, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of investment. 
European Storage 
In August 2017, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, acquired a 25% interest in FHH Guernsey Ltd  which  owns  a  2.1  GW  pumped  storage  portfolio  in  the  United  Kingdom  (“European  Storage”).  Brookfield Renewable retains an approximate 7% economic interest in the portfolio. Total consideration was £194 million ($248 million). The acquisition costs of £1 million ($1 million) were incurred and capitalized. 
The following investments were accounted for using the acquisition method, and the results of operations have been included in the audited annual consolidated financial statements since the date of acquisition. 
European Wind 
In February 2017, Brookfield Renewable entered into an agreement to acquire, along with its institutional partners, a 100% interest in a 16 MW wind facility in Northern Ireland (“European Wind”). 
In August 2017, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the acquisition of European Wind, which was commissioned in July of 2017. If the acquisition had taken place at the beginning of the year, the revenue from European Wind earned prior to the date of acquisition would have been immaterial. The total consideration was £24 million ($32 million). Brookfield Renewable retains an approximate 40% controlling interest in the asset. The total acquisition costs of less than $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other in the audited annual consolidated statements of income. 
TerraForm Power 
On October 17, 2017, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, acquired a 51% interest in TerraForm Power, Inc., a large scale diversified portfolio of solar and wind assets located predominantly in the U.S., for total consideration of $719 million. Following the closing of the transaction, Brookfield Renewable retained an indirect economic interest of approximately 16% for a total net investment of $203 million. Total revenues that would have been recorded if the transaction had occurred at the beginning of the year are $622 million. 
On June 11, 2018, Brookfield Renewable purchased 60,975,609 shares of TerraForm Power's common stock at a price per share of $10.66 in a private placement ("2018 Private Placement"), representing total consideration of approximately $650 million. Immediately upon completion of the 2018 Private Placement, Brookfield Renewable and its institutional partners  held  an  approximately  65%  interest  in  TerraForm  Power  and  Brookfield  Renewable  retained  an  indirect economic interest of approximately 30%. 
On August 3, 2018, TerraForm Power issued 80,084 shares of its common stock to a controlled affiliate of Brookfield in connection  with  the  net  losses  incurred  as  a  result  of  the  final  resolution  of  a  securities  class  action  under  federal securities law. Immediately upon completion of this issuance, Brookfield Renewable and its institutional partners held an approximately 65% interest in TerraForm Power and Brookfield Renewable retained an indirect economic interest of approximately 30%. 
On October 8, 2019, Brookfield Renewable purchased 2,981,514 shares of TerraForm Power's common stock at a price per share of $16.77 in a private placement ("2019 Private Placement"), representing total consideration of $50 million. This was completed concurrent with TerraForm Power's registered public offering of $250 million. Upon completion of the public offering and the 2019 Private Placement, as of December 31, 2019, Brookfield Renewable and its institutional partners  held  an  approximately  62%  interest  in  TerraForm  Power  and  Brookfield  Renewable  retained  an  indirect economic interest of approximately 29%. 
Brookfield Renewable had previously accounted for its indirect interest in TerraForm Power in 2017 as an FVOCI financial  instrument  under  IAS  39  –  Financial  Instruments.  The  change  from  FVOCI  accounting  to  consolidation accounting  resulted  in  a  gain  of  $13  million  being  reclassified  from  the  audited  annual  consolidated  statement  of comprehensive income to the statement of income and included in Other income, representing the accumulated gain on the previously held indirect investment. The acquisition costs of $1 million were incurred and expensed. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 29
On July 31, 2020, simultaneously with the completion of the TerraForm Power acquisition, Brookfield Renewable entered  into  voting  agreements  with  certain  indirect  subsidiaries  of  Brookfield  to  transfer  the  power  to  vote  their respective shares held of TerraForm Power to a subsidiary of Brookfield Renewable. As a result, Brookfield Renewable controls and consolidates TerraForm Power. The transfer of control of TerraForm Power to Brookfield Renewable is considered to be a transaction between entities under common control and as a result the acquisition of TerraForm Power on October 17, 2017 has been reflected in the historical accounts of Brookfield Renewable. 
Refer to Note 1(c)(ii) – Acquisition of TerraForm Power for more information. 
TerraForm Global 
In December 2017, along with its institutional partners, Brookfield Renewable closed the acquisition of a 100% interest in  TerraForm  Global.  TerraForm  Global  is  a  919  MW  portfolio  of  diversified  solar  and  wind  assets  located predominately  in  Brazil  and Asia. The  total  consideration  paid  was  $657  million  and  the  fair  value  of  the  interest previously held was $100 million. Brookfield Renewable retains a 31% economic interest in TerraForm Global with its share of the fair value of previously held interest on the acquisition date totaling $30 million. Brookfield Renewable’s share of the consideration paid was $202 million. 
Brookfield Renewable had previously accounted for its indirect interest in TerraForm Global as an available for sale investment. The change from available for sale accounting to consolidation accounting resulted in a gain of $2 million being reclassified from the audited annual consolidated statement of comprehensive income to the statement of income and included in Other income, representing the accumulated gain on the previously held indirect investment. 
If the acquisition had taken place at the beginning of the year, the revenue from TerraForm Global for the year ended December 31, 2017 would have been $250 million. The total acquisition costs of $1 million were expensed as incurred and have been classified under Other  in the audited annual consolidated statements of income. 
In December 2017, Brookfield Renewable entered into a voting agreement with an affiliate of Brookfield Renewable that ultimately controls TerraForm Global. Pursuant to this voting agreement, Brookfield Renewable is entitled to direct the election of the directors of the Brookfield subsidiary. 
Purchase price allocations 
Final purchase price allocations, at fair value, with respect to the acquisitions completed in 2017 are as follows: 
TerraForm TerraFormEuropean
(MILLIONS) PowerGlobalWindTotal
Cash and cash equivalents ............................................................... $149 $611 $— $760
Restricted cash ...............................................................................—90—90
Trade receivables and other current assets .........................................707621770
Financial instruments ......................................................................—20—20
Property, plant and equipment, at fair value .......................................5,6781,208376,923
Deferred tax assets ..........................................................................—18—18
Other long-term assets ....................................................................—94—94
Current liabilities ............................................................................(1,239)(73)(4)(1,316)
Current portion of non-recourse borrowings ......................................—(1,183)—(1,183)
Financial instruments ......................................................................—(15)—(15)
Non-recourse borrowings ................................................................(3,714)(5)—(3,719)
Deferred income tax liabilities .........................................................(33)(15)(2)(50)
Other long-term liabilities ...............................................................—(54)—(54)
Non-controlling interests .................................................................(1,345)(1)—(1,346)
Fair value of net assets acquired ....................................................... $203 $757 $32 $992
During the years ended December 31, 2019 and 2018, the purchase price allocations for the acquisitions in 2018 and 2017, respectively, were finalized. No material changes to the provisional purchase price allocations disclosed in the 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 30
audited annual consolidated financial statements for 2018 and 2017 had to be considered for acquisitions made in the respective years. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 31
4. DISPOSAL OF ASSETS
In May and August 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the partial sale of its South African Portfolio, corresponding to 146 MW of wind and solar assets. The total consideration was ZAR 1,651 million ($112 million). This resulted in a loss on disposition of $8 million recognized in the consolidated statements of income under Other. The total proceeds, net of foreign exchange contract settlements, was $135 million ($42 million net to Brookfield Renewable). Immediately prior to the classification of the portfolio as held for sale in 2018, Brookfield Renewable performed a revaluation of the property, plant and equipment and recorded a fair value uplift of $42 million, in  line  with  its  election  to  apply  the  revaluation  method.  Brookfield  Renewable’s  interest  in  the  portfolio  was approximately 31%. As a result of the disposition, Brookfield Renewable's portion of the accumulated revaluation surplus of $13 million post-tax was reclassified from other comprehensive income directly to equity and presented as an Other item in the consolidated statements of changes in equity. 
In October 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the sale of 191 MW of wind assets  in  Northern  Ireland  and  Portugal.  The  total  consideration  was  $186  million  ($74  million  net  to  Brookfield Renewable). This resulted in a loss on disposition of $6 million recognized in the consolidated statements of income under  Other.  Immediately  prior  to  the  classification  of  the  portfolio  as  held  for  sale  in  the  third  quarter  of  2019, Brookfield Renewable performed a revaluation of the property, plant and equipment and recorded a fair value uplift of $83 million, in line with its election to apply the revaluation method. Brookfield Renewable’s interest in the portfolio was 40%. As a result of the disposition, Brookfield Renewable's portion of the accumulated revaluation surplus of $49 million post-tax was reclassified from other comprehensive income directly to equity and presented as an Other item in the consolidated statements of changes in equity. 
Summarized financial information relating to the disposals are shown below: 
(MILLIONS) Total
Proceeds, net of transaction costs ................................................................................................................$291
Carrying value of net assets held for sale 
Assets ......................................................................................................................................................1,071
Liabilities .................................................................................................................................................(680)
Non-controlling interests ............................................................................................................................(86)
305
Loss on disposal, net of transaction costs .....................................................................................................$(14)
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 32
5. ASSETS HELD FOR SALE
As at December 31, 2019, assets held for sale within Brookfield Renewable's operating segments include solar assets in South Africa and Asia. The sales of these assets are expected to be completed in 2020. 
The following is a summary of the major items of assets and liabilities classified as held for sale as at December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Assets 
Cash and cash equivalents ......................................................................................................$14 $8
Restricted cash ......................................................................................................................2247
Trade receivables and other current assets ................................................................................1328
Property, plant and equipment, at fair value..............................................................................303749
Goodwill ..............................................................................................................................—22
Other long-term assets ...........................................................................................................—66
Assets held for sale ................................................................................................................$352 $920
Liabilities 
Current liabilities ..................................................................................................................$18 $23
Non-recourse borrowings .......................................................................................................73360
Other long-term liabilities ......................................................................................................46150
Liabilities directly associated with assets held for sale ...............................................................$137 $533
Brookfield Renewable continues to consolidate and recognize the revenues, expenses and cash flows associated with assets held for sale in the consolidated statements of income, consolidated statements of comprehensive income, and the consolidated statements of cash flows, respectively. Non-current assets classified as held for sale are not depreciated. 
In 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the partial sale of its South Africa wind portfolio, corresponding to 146 MW of wind and solar assets, and the sale of a 191 MW portfolio of wind assets in Europe. See Note 4 – Disposal of assets. 
Subsequent to December 31, 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the sale of a 39 MW portfolio of solar assets in Thailand for total proceeds of $94 million and Brookfield Renewable's interest in the portfolio was 31%. 
Subsequent to December 31, 2019, Brookfield Renewable, along with its institutional partners, completed the sale of a 33 MW portfolio of solar assets in South Africa for total proceeds of ZAR 300 million ($18 million) and Brookfield Renewable's interest in the portfolio was 31%. The total proceeds, net of foreign exchange contract settlements, was $25 million ($8 million net to Brookfield Renewable). 
6. RISK MANAGEMENT AND FINANCIAL INSTRUMENTS
RISK MANAGEMENT 
Brookfield Renewable’s activities expose it to a variety of financial risks, including market risk (i.e., commodity price risk, interest rate risk, and foreign currency risk), credit risk and liquidity risk. Brookfield Renewable uses financial instruments primarily to manage these risks. 
The  sensitivity  analysis  discussed  below  reflect  the  risks  associated  with  instruments  that  Brookfield  Renewable considers are market sensitive and the potential loss resulting from one or more selected hypothetical changes. Therefore, the discussion below is not intended to fully reflect Brookfield Renewable’s risk exposure. 
(a) Market risk 
Market risk is defined for these purposes as the risk that the fair value or future cash flows of a financial instrument held by Brookfield Renewable will fluctuate because of changes in market prices. 
Brookfield Renewable faces market risk from foreign currency assets and liabilities, the impact of changes in interest rates, and floating rate liabilities. Market risk is managed by funding assets with financial liabilities in the same currency 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 33
and with similar interest rate characteristics and holding financial contracts, such as interest rate swaps and foreign exchange contracts, to minimize residual exposures. Financial instruments held by Brookfield Renewable that are subject to market risk include borrowings and financial instruments, such as interest rate, currency and commodity contracts. The categories of financial instruments that can give rise to significant variability are described below: 
(i) Electricity price risk 
Electricity price risk is defined for these purposes as the risk that the fair value or future cash flows of a financial instrument held by Brookfield Renewable will fluctuate because of changes in electricity prices.  Electricity price risk arises from the sale of Brookfield Renewable’s uncontracted generation. Brookfield Renewable aims to sell electricity under long-term contracts to secure stable prices and mitigate its exposure to wholesale markets. 
The table below summarizes the impact of changes in the market price of electricity as at December 31. The impact is expressed in terms of the effect on net income and OCI. The sensitivities are based on the assumption that the market price changes by 5% with all other variables held constant. 
Impact of a 5% change in the market price of electricity, on outstanding energy derivative contracts, for the year ended December 31: 
Effect on net income(1)Effect on OCI(1)
(MILLIONS) 201920182017201920182017
5% increase ..................................$(21) $(16) $(24) $(12) $(15) $(10)
5% decrease ..................................86—121510
(1)Amounts represent the potential annual net pretax impact.
(ii) Foreign currency risk 
Foreign currency risk is defined for these purposes as the risk that the  fair value of a financial instrument held by Brookfield Renewable will fluctuate because of changes in foreign currency rates. 
Brookfield Renewable has exposure to the Canadian dollar, Euro, Brazilian real, Colombian peso, British pound sterling, Indian rupee, South African rand, Malaysian ringgit, Thai baht and Chinese yuan through its investments in foreign operations. Consequently, fluctuations in the U.S. dollar exchange rate against these currencies increase the volatility of net  income  and  other  comprehensive  income.  Brookfield  Renewable  holds  foreign  currency  contracts  primarily  to mitigate this exposure. 
The table below summarizes the impact to Brookfield Renewable’s financial instruments of changes in the exchange rate as at December 31. The impact is expressed in terms of the effect on income and OCI. The sensitivities are based on the assumption that the currency exchange rate changes by five percent with all other variables held constant. 
Impact  of  a  5%  change  in  U.S.  dollar  exchange  rates,  on  outstanding  foreign  exchange  swaps,  for  the  year  ended December 31: 
Effect on net income(1)Effect on OCI(1)
(MILLIONS) 201920182017201920182017
5% increase............................$49 $66 $4 $41 $64 $79
5% decrease............................(40)(66)(4)(41)(65)(79)
(1)Amounts represent the potential annual net pretax impact.
(iii) Interest rate risk 
Interest rate risk is defined for these purposes as the risk that the fair value or future cash flows of a financial instrument held by Brookfield Renewable will fluctuate, because of changes in interest rates. 
Brookfield  Renewable’s  assets  largely  consist  of  long  duration  physical  assets.  Brookfield  Renewable’s  financial liabilities consist primarily of long-term fixed rate debt or floating-rate debt that has been swapped to fixed rates with interest rate financial instruments. All non-derivative financial liabilities are recorded at their amortized cost. Brookfield Renewable also holds interest rate contracts to lock-in fixed rates on certain anticipated future debt issuances. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 34
Brookfield Renewable will enter into interest rate swaps designed to minimize the exposure to interest rate fluctuations on its variable rate debt. Fluctuations in interest rates could impact Brookfield Renewable’s cash flows, primarily with respect to the interest payable against Brookfield Renewable’s variable rate debt, which is limited to certain non-recourse borrowings with a total principal value of $6,127 million (2018: $6,867 million). Of this principal value, $3,122 million (2018: $3,342 million) has been fixed through the use of interest rate contracts. The fair values of the recognized liability for the interest rate swaps were calculated using a valuation model with observable interest rates. 
The table below summarizes the impact of changes in the interest rate as at December 31. The impact is expressed in terms of the effect on income and OCI. The sensitivities are based on the assumption that the interest rate changes by 1% with all other variables held constant. 
Impact of a 1% change in interest rates, on outstanding interest rate swaps, variable rate debt and tax equity, for the year ended December 31: 
Effect on net income(1)Effect on OCI(1)
(MILLIONS) 201920182017201920182017
1% increase............................$37 $27 $(13) $69 $65 $84
1% decrease............................(38)(22)17(69)(68)(88)
(1)Amounts represent the potential annual net pretax impact.
(b) Credit risk 
Credit  risk  is  the  risk  of  loss  due  to  the  failure  of  a  borrower  or  counterparty  to  fulfill  its  contractual  obligations. Brookfield Renewable’s exposure to credit risk in respect of financial instruments relates primarily to counterparty obligations regarding energy contracts, interest rate swaps, forward foreign exchange contracts and physical electricity and gas transactions. 
Brookfield Renewable minimizes credit risk with counterparties through the selection, monitoring and diversification of counterparties,  and  the  use  of  standard  trading  contracts,  and  other  credit  risk  mitigation  techniques.  In  addition, Brookfield Renewable’s power purchase agreements are reviewed regularly and are almost exclusively with customers having long standing credit histories or investment grade ratings, which limit the risk of non-collection. See Note 24 – Trade receivables and other current assets, for additional details regarding Brookfield Renewable’s trade receivables balance. 
The maximum credit exposure at December 31 was as follows: 
(MILLIONS) 20192018
Trade receivables and other short-term receivables ...................................................................$785 $633
Financial instrument assets ....................................................................................................153171
Due from related parties ........................................................................................................6065
Contract asset .......................................................................................................................473447
$1,471 $1,316
(c) Liquidity risk 
Liquidity risk is the risk that Brookfield Renewable cannot meet a demand for cash or fund an obligation when due. Liquidity risk is mitigated by Brookfield Renewable’s cash and cash equivalent balances and its access to undrawn credit facilities. Details of the available portion of credit facilities are included in Note 15 – Borrowings. Brookfield Renewable also ensures that it has access to public capital markets and maintains a strong investment grade credit rating. 
Brookfield Renewable is also subject to the risk associated with debt financing. This risk is mitigated by the long-term duration of debt instruments and the diversification in maturity dates over an extended period of time. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 35
CASH OBLIGATIONS 
The  table  below  classifies  the  cash  obligations  related  to  Brookfield  Renewable’s  liabilities  into  relevant  maturity groupings based on the remaining period from the statement of financial position dates to the contractual  maturity date. As the amounts are the contractual undiscounted cash flows (gross of unamortized financing fees and accumulated amortization,  where  applicable),  they  may  not  agree  with  the  amounts  disclosed  in  the  consolidated  statements  of financial position. 
AS AT DECEMBER 31, 2019 (MILLIONS) 
< 1 year2-5 years> 5 yearsTotal
Accounts payable, accrued liabilities, and provisions..................$768 $— $— $768
Financial instrument liabilities(1) ..............................................246331149726
Due to related parties ..............................................................139——139
Other long-term liabilities – concession payments .....................161522
Lease liabilities(1) ...................................................................34115337486
Corporate borrowings(1)...........................................................—6071,5002,107
Non-recourse borrowings(1) .....................................................1,1334,8789,21615,227
Interest payable on borrowings(2) ..............................................7512,8872,9406,578
Total .....................................................................................$3,072 $8,824 $14,157 $26,053
AS AT DECEMBER 31, 2018 (MILLIONS) 
< 1 year2-5 years> 5 yearsTotal
Accounts payable and accrued liabilities ...................................$714 $— $— $714
Financial instrument liabilities(1) ..............................................138360217715
Due to related parties ..............................................................109——109
Other long-term liabilities – concession payments .....................161623
Corporate borrowings(1)...........................................................—1,3449902,334
Non-recourse borrowings(1) .....................................................1,1895,1777,90014,266
Interest payable on borrowings(2) ..............................................8552,9162,4796,250
Total .....................................................................................$3,006 $9,803 $11,602 $24,411
(1)Includes both the current and long-term amounts.
(2)Represents aggregate interest payable expected to be paid over the entire term of the obligations, if held to maturity. Variable rate interest payments have been calculations based on estimated interest rates.
Fair value disclosures 
Fair value is the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly transaction between market participants at the measurement date. 
Fair values determined using valuation models require the use of assumptions concerning the amount and timing of estimated  future  cash  flows  and  discount  rates.  In  determining  those  assumptions,  management  looks  primarily  to external readily observable market inputs such as interest rate yield curves, currency rates, commodity prices and, as applicable, credit spreads. 
A fair value measurement of a non-financial asset is the consideration that would be received in an orderly transaction between market participants, considering the highest and best use of the asset. 
Assets and liabilities measured at fair value are categorized into one of three hierarchy levels, described below. Each level is based on the transparency of the inputs used to measure the fair values of assets and liabilities. 
Level 1 –  inputs are based on unadjusted quoted prices in active markets for identical assets and liabilities;
Level 2 – inputs, other than quoted prices in Level 1, that are observable for the asset or liability, either directly or indirectly; and
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 36
Level 3 – inputs for the asset or liability that are not based on observable market data. 
The following table presents Brookfield Renewable’s assets and liabilities measured and disclosed at fair value classified by the fair value hierarchy as at December 31: 
(MILLIONS) Level 1Level 2Level 320192018
Assets measured at fair value: 
Cash and cash equivalents................................$352 $— $— $352 $422
Restricted cash(1) .............................................293——293331
Financial instrument assets(2)
Energy derivative contracts..............................—598214195
Interest rate swaps ...........................................————17
Foreign exchange swaps................................—12—1259
Investments in equity securities........................258748160117
Property, plant and equipment...........................——41,05541,05538,177
Liabilities measured at fair value: 
Financial instrument liabilities(2)
Energy derivative contracts..............................—(8)—(8)(22)
Interest rate swaps ...........................................—(265)—(265)(242)
Foreign exchange swaps................................—(41)—(41)(2)
Tax equity ......................................................——(412)(412)(448)
Contingent consideration(3)...............................——(11)(11)(3)
Liabilities for which fair value is disclosed: 
Corporate borrowings ......................................(1,905)(299)—(2,204)(2,361)
Non-recourse borrowings................................(416)(15,644)—(16,060)(14,489)
Total ..............................................................$(1,651) $(16,099) $40,762 $23,012 $21,651
(1)Includes both the current amount and long-term amount included in Other long-term assets.
(2)Includes both current and long-term amounts.
(3)Amount relates to business combinations with obligations lapsing between 2020 and 2024.
There were no transfers between levels during the year ended December 31, 2019. 
Financial instruments disclosures 
The aggregate amount of Brookfield Renewable’s net financial instrument positions as at December 31 are as follows: 
2019 2018
Net AssetsNet Assets
(MILLIONS) AssetsLiabilities(Liabilities)(Liabilities)
Energy derivative contracts ....................................................$141 $8 $133 $73
Interest rate swaps ................................................................—265(265)(225)
Foreign exchange swaps ........................................................1241(29)57
Investments in equity securities ..............................................160—160117
Tax equity ............................................................................—412(412)(448)
Total financial instrument assets (liabilities)............................313726(413)(426)
Less: current portion .............................................................88246(158)(64)
Long-term portion ................................................................$225 $480 $(255) $(362)
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 37
The following table presents the change in Brookfield Renewable’s total net financial instrument asset position as at and for the year ended December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Balance, beginning of year ........................................................................................(426) $(499)
Increases (decreases) in the net financial instrument liability position: 
Unrealized gain through income on tax equity2660
Unrealized gain (loss) through OCI on investments in equity securities35(16)
Unrealized gain (loss) through income on energy derivative contracts1(15)
Unrealized gain (loss) through OCI on energy derivative contracts25(3)
Unrealized gain (loss) through income on interest rate swaps(51)21
Unrealized gain (loss) through OCI on interest rate swaps(36)14
Unrealized gain (loss) through income on foreign exchange swaps4112
Unrealized gain (loss) through OCI on foreign exchange swaps14102
Acquisitions, settlements and other(5)(202)
Balance, end of year .................................................................................................(413) $(426)
Financial instrument liabilities designated at fair value through profit and loss 
Tax equity ................................................................................................................(a) (412) $(448)
Financial instrument assets designated at fair value through OCI 
Investments in equity securities ..................................................................................(b) 160 $117
Derivative assets not designated as hedging instruments: 
Energy derivative contracts ........................................................................................(c) 84 $52
Interest rate swaps——
Foreign exchange swaps1234
Net positions ............................................................................................................96 $86
Derivative assets designated as hedging instruments: 
Energy derivative contracts ........................................................................................(c) 57 $43
Interest rate swaps—17
Foreign exchange swaps—25
Net positions ............................................................................................................57 $85
Derivative liabilities not designated as hedging instruments: 
Energy derivative contracts ........................................................................................(c) (8) $(7)
Interest rate swaps(200)(204)
Foreign exchange swaps(18)(1)
Net positions ............................................................................................................(226) $(212)
Derivative liabilities designated as hedging instruments: 
Energy derivative contracts ........................................................................................(c) — $(15)
Interest rate swaps(65)(38)
Foreign exchange swaps(23)(1)
Net positions ............................................................................................................(88) $(54)
Total financial instruments, net ..................................................................................(413) $(426)
Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 38
(a) Tax equity 
Brookfield  Renewable  owns  and  operates  certain  projects  in  the  U.S.  under  tax  equity  structures  to  finance  the construction of solar and wind projects. In accordance with the substance of the contractual agreements, the amounts paid by the tax equity investors for their equity stakes are classified as financial instrument liabilities on the consolidated statements of financial position. 
Gain or loss on the tax equity liabilities are recognized in the Foreign exchange and financial instruments (loss)  gain in the consolidated statements of income. 
(b) Investments in equity securities 
Investments in equity securities are held to achieve a particular business objective other than short-term trading and are designated at fair value through OCI. There is no recycling of gains or losses through profit or loss. Upon derecognition of the associated asset, accumulated gains or losses are transferred from OCI directly to retained earnings. 
In the comparative period ending December 31, 2017, presented in accordance with IAS 39, investments in equity securities were classified as available-for-sale securities and were assessed for impairment at each reporting date. For the year ended December 31, 2017, gains of $2 million relating to available-for-sale securities were reclassified from OCI to net income. 
(c) Energy derivative contracts 
Brookfield Renewable has entered into energy derivative contracts primarily to stabilize or eliminate the price risk on the sale of certain future power generation. Certain energy contracts are recorded in Brookfield Renewable’s consolidated financial statements at an amount equal to fair value, using quoted market prices or, in their absence, a valuation model using both internal and third-party evidence and forecasts. 
There is an economic relationship between the hedged items and the hedging instruments as the terms of the energy derivative contracts match the terms of the expected highly probable forecast transactions (i.e. notional amount and expected payment date). Brookfield Renewable has established a hedge ratio of 1:1 for the hedging relationships as the underlying risk of the energy derivative contracts are identical to the hedged risks. To test the hedge effectiveness, Brookfield Renewable uses the hypothetical derivative method and compares changes in the fair value of the hedging instruments  against  the  changes  in  fair  value  of  the  hedged  items  attributable  to  the  hedged  risks.  The  hedge ineffectiveness can arise from different indexes (and accordingly different curves) linked to the hedged risk of the hedged items and hedging instruments. 
For the year ended December 31, 2019, gains of $9 million relating to energy derivative contracts were realized and reclassified from OCI to revenues in the consolidated statements of income (2018: $13 million losses and 2017: $23 million gains). 
Based on market prices as of December 31, 2019, unrealized gains of $22 million (2018: $15 million losses) recorded in accumulated  other  comprehensive  income  (“AOCI”)  on  energy  derivative  contracts  are  expected  to  be  settled  or reclassified into income in the next twelve months. The actual amount reclassified from AOCI, however, could vary due to future changes in market prices. 
The following table summarizes the energy derivative contracts designated as hedging instruments: 
(MILLIONS, EXCEPT AS NOTED) December 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)) ...................................................................5728
Notional amount ............................................................................................328360
Notional amount (GWh) .................................................................................10,01011,054
Weighted average hedged rate for the year ($/MWh) .........................................3332
Maturity dates ...............................................................................................2020 - 20272019 - 2027
Hedge ratio ...................................................................................................1:11:1
There were no hedge ineffectiveness gains or losses recognized in Foreign exchange and financial instruments (loss) gain in the consolidated statements of income related to energy derivative contracts (cash flow hedges) for the year ended December 31, 2019 (2018: $2 million gain). 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 39
(d) Interest rate hedges 
Brookfield Renewable has entered into interest rate hedge contracts primarily to minimize exposure to interest rate fluctuations on its variable rate debt or to lock in interest rates on future debt refinancing. All interest rate hedge contracts are recorded in the consolidated financial statements at fair value. 
There is an economic relationship between the hedged items and the hedging instruments as the terms of the interest rate hedges match the terms of the respective fixed rate loans (i.e., notional amount, maturity, payment and reset dates). Brookfield Renewable established a hedge ratio of 1:1 for the hedging relationships as the underlying risk of the interest rate swaps are identical to the hedged risks. To test the hedge effectiveness, Brookfield Renewable uses the hypothetical derivative method and compares the changes in the fair value of the hedging instrument against the changes in fair value of the hedged items attributable to the hedged risk. 
The hedge ineffectiveness can arise from: 
• Different interest rate curves being applied to discount the hedged item and hedging instrument 
• Differences in timing of cash flows of the hedged item and hedging instrument 
• The counterparties’ credit risk having an asymmetrical impact on the fair value movements of the hedging instrument and hedged item 
At December 31, 2019, agreements with a total notional exposure of $3,043 million were outstanding (2018: $3,120 million) including $1,567 million (2018: $1,593 million) associated with agreements that are not formally designated as hedging instruments. The weighted-average fixed interest rate resulting from these agreements is 3.0% (2018: 3.0%). 
For the year ended December 31, 2019, net movements relating to cash flow hedges realized and reclassified from OCI to interest expense – borrowings in the consolidated statements of income were $22 million losses (2018: $14 million and 2017: $20 million). 
Based on market prices as of December 31, 2019, unrealized losses of $15 million (2018: $9 million) recorded in AOCI on interest rate swaps are expected to be settled or reclassified into income in the next twelve months. The actual amount reclassified from AOCI, however, could vary due to future changes in market rates. 
The following table summarizes the interest rate hedges designated as hedging instruments: 
Interest rate hedges December 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)) ...................................................................(65)(21)
Notional amount – $ ......................................................................................566548
Notional amount – C$(1) .................................................................................334259
Notional amount – €(1) ....................................................................................349377
Notional amount – £(1) ....................................................................................—99
Notional amount – COP(1) ...............................................................................227256
Maturity dates ...............................................................................................2021 - 20392019 - 2036
Hedge ratio ...................................................................................................1:11:1
(1)Notional  amounts  of  foreign  currency  denominated  interest  rate  hedges  are  presented  at  the  U.S.  dollar  equivalent  value  based  on  the December 31, 2019 foreign currency spot rate
The hedge ineffectiveness gain recognized in Foreign exchange and financial instruments (loss) gain in the consolidated statements of income related to interest rate contracts (cash flow hedges) for the year ended December 31, 2019 was $1 million (2018: $9 million). 
(e) Foreign exchange swaps 
Brookfield  Renewable  has  entered  into  foreign  exchange  swaps  to  minimize  its  exposure  to  currency  fluctuations impacting  its  investments  and  earnings  in  foreign  operations,  and  to  fix  the  exchange  rate  on  certain  anticipated transactions denominated in foreign currencies. 
There  is  an  economic  relationship  between  the  hedged  item  and  the  hedging  instrument  as  the  net  investment  or anticipated foreign currency transaction creates a translation risk that will match the respective hedging instrument. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 40
Brookfield Renewable established a hedge ratio of 1:1 as the underlying risk of the hedging instrument is identical to the hedged risk component. 
Certain Brookfield subsidiaries that Brookfield Renewable controls, through a voting agreement, have entered into Master Hedge Agreements appointing Brookfield as their agent in entering into certain derivative transactions with external counterparties to hedge against fluctuations in foreign exchange. Pursuant to each Agreement, Brookfield was entitled to be reimbursed for any third party costs incurred in connection with these derivative transactions. Substantially all of Brookfield Renewable’s foreign exchange swaps are entered into pursuant to a Master Hedge Agreement. 
At December 31, 2019, agreements with a total notional exposure of $2,306 million were outstanding (2018: $3,048 million) including $1,388 million (2018: $1,716 million) associated with agreements that are not formally designated as hedging instruments. 
There are no unrealized gains or losses recorded in AOCI on foreign exchange swaps that are expected to be settled or reclassified into income in the next twelve months (2018: $1 million gain). The actual amount reclassified from AOCI, however, could vary due to future changes in market rates. 
The following table summarizes the foreign exchange swaps designated as hedging instruments: 
Foreign exchange swaps December 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)) ...................................................................(23)24
Notional amount for hedges of the Canadian dollar(1) .........................................72482
Notional amount for hedges of the Euro(1).........................................................380603
Notional amount for hedges of the British pounds sterling(1)...............................170247
Notional amount for hedges of the Chinese yuan(1) ............................................195—
Notional amount for hedges of other currencies(1) ..............................................101—
Maturity date ................................................................................................2020 - 20222019-2020
Hedge ratio ...................................................................................................1:11:1
Weighted average hedged rate for the year: 
C$/$ foreign exchange forward contracts..........................................................1.301.33
€/$ foreign exchange forward contracts ............................................................0.870.83
£/$ foreign exchange forward contracts ............................................................0.820.76
CNY/$ foreign exchange forward contracts ......................................................7.22—
(1)Notional amounts expressed in millions of U.S. dollars
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 41
The following table presents a reconciliation of the LP unitholder equity reserves impacted by financial instruments: 
InvestmentsForeign
Cash flowin equitycurrency
(MILLIONS) hedgessecuritiestranslation
Balance, as at December 31, 2017 ...............................................................$(29) $15 $(378)
Effective portion of changes in fair value arising from: ..................................
Energy derivative contracts ........................................................................(1)——
Interest rate swaps .....................................................................................1——
Foreign exchange swaps ............................................................................——42
Amount reclassified to profit or loss ............................................................7——
Foreign currency revaluation of designated borrowings................................——87
Foreign currency revaluation of net foreign operations ..................................——(324)
Valuation of investments in equity securities designated FVOCI.....................—(8)—
Tax effect..................................................................................................(2)—(10)
Other ........................................................................................................(10)(3)(69)
Balance, as at December 31, 2018 ...............................................................$(34) $4 $(652)
Effective portion of changes in fair value arising from: ..................................
Interest rate swaps .....................................................................................(1)——
Amount reclassified to profit or loss ............................................................2——
Foreign currency revaluation of designated borrowings................................——(49)
Foreign currency revaluation of net foreign operations ..................................——14
Valuation of investments in equity securities designated FVOCI.....................—19—
Other ........................................................................................................1(11)(13)
Balance, as at December 31, 2019 ...............................................................$(32) $12 $(700)
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 42
7. SEGMENTED INFORMATION
Brookfield Renewable’s Chief Executive Officer and Chief Financial Officer (collectively, the chief operating decision maker or “CODM”) review the results of the business, manage operations, and allocate resources based on the type of technology. 
Our operations are segmented by – 1) hydroelectric, 2) wind, 3) solar, 4) storage & other (cogeneration and biomass), and 5) corporate – with hydroelectric and wind further segmented by geography (i.e., North America, Colombia, Brazil, Europe and Asia). This best reflects the way in which the CODM reviews results, manages operations and allocates resources. The Colombia segment aggregates the financial results of its hydroelectric and cogeneration facilities. The Canada segment includes the financial results of Brookfield Renewable's strategic investment in TransAlta Corporation ("TransAlta"). The corporate segment represents all activity performed above the individual segments for the business. 
In accordance with IFRS 8, Operating Segments (“IFRS 8”), Brookfield Renewable discloses information about its reportable segments based upon the measures used by the CODM in assessing performance. The accounting policies of the reportable segments are the same as those described in Note 1 – Basis of presentation and significant accounting policies. 
Reporting  to  the  CODM  on  the  measures  utilized  to  assess  performance  and  allocate  resources  is  provided  on  a proportionate basis. Information on a proportionate basis reflects Brookfield Renewable’s share from facilities which it accounts for using consolidation and the equity method whereby Brookfield Renewable either controls or exercises significant influence or joint control over the investment, respectively. Proportionate information provides a Unitholder (holders of the GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units, and LP units) perspective that the CODM considers important when performing internal analyses and making strategic and operating decisions. The CODM also believes  that  providing  proportionate  information  helps  investors  understand  the  impacts  of  decisions  made  by management and financial results allocable to Brookfield Renewable’s Unitholders. 
Proportionate  financial  information  is  not,  and  is  not  intended  to  be,  presented  in  accordance  with  IFRS.  Tables reconciling IFRS data with data presented on a proportionate consolidation basis have been disclosed. Segment revenues, other income, direct operating costs, interest expense, depreciation, current and deferred income taxes, and other are items that will differ from results presented in accordance with IFRS as these items include Brookfield Renewable’s proportionate share of earnings from equity-accounted investments attributable to each of the above-noted items, and exclude the proportionate share of earnings (loss) of consolidated investments not held by us apportioned to each of the above-noted items. 
Brookfield Renewable does not control those entities that have not been consolidated and as such, have been presented as equity-accounted investments in its financial statements. The presentation of the assets and liabilities and revenues and expenses does not represent Brookfield Renewable’s legal claim to such items, and the removal of financial statement amounts that are attributable to non-controlling interests does not extinguish Brookfield Renewable’s legal claims or exposures to such items. 
Brookfield  Renewable  reports  its  results  in  accordance  with  these  segments  and  presents  prior  period  segmented information in a consistent manner. 
Brookfield Renewable analyzes the performance of its operating segments based on revenues, Adjusted EBITDA, and Funds From Operations. 
Brookfield Renewable uses Adjusted EBITDA to assess the performance of its operations before the effects of interest expense, income taxes, depreciation, management service costs, non-controlling interests, unrealized gain or loss on financial instruments, non-cash gain or loss from equity-accounted investments, distributions to preferred shareholders and preferred limited partners and other typical non-recurring items. 
Brookfield  Renewable  uses  Funds  From  Operations  to  assess  the  performance  of  its  operations  and  is  defined  as Adjusted EBITDA less management service costs, interest and current income taxes, which is then adjusted for the cash portion of non-controlling interests and distributions to preferred shareholders and preferred limited partners. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 43
The following table provides each segment’s results in the format that management organizes its segments to make operating decisions and assess performance and reconciles Brookfield Renewable’s proportionate results to the consolidated statements of income on a line by line basis by aggregating the components comprising the earnings from Brookfield Renewable’s investments in associates and reflecting the portion of each line item attributable to non-controlling interests for the year ended December 31, 2019: 
Attributable to Unitholders Contribution
fromAttributable
equityto non-As per Hydroelectric Wind Storage
accountedcontrollingIFRS andNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)(2)SolarOtherCorporateTotal(MILLIONS) AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
Revenues.............................................90523423722395372018387—2,021(79)2,0293,971
Other income.........................................1319—24——17—3388(8)25105
Direct operating costs...............................(286)(72)(93)(62)(32)(9)(4)(38)(46)(23)(665)34(632)(1,263)
Share of Adjusted EBITDA from equity 
accounted investments...........................———————————532780
Adjusted EBITDA...................................63218114416367281616241101,444—1,449
Management service costs..........................—————————(116)(116)—(19)(135)
Interest expense......................................(156)(20)(34)(66)(17)(8)(5)(55)(13)(92)(466)13(548)(1,001)
Current income taxes................................(7)(11)(9)1(2)(1)(1)—(1)—(31)2(41)(70)
Distributions attributable to 
Preferred limited partners equity....................—————————(44)(44)——(44)
Preferred equity......................................—————————(26)(26)——(26)
Share of interest and cash taxes from equity 
accounted investments...........................———————————(15)(12)(27)
Share of Funds From Operations attributable to 
non-controlling interests.........................————————————(829)(829)
Funds From Operations.............................4691501019848191010727(268)761——
Depreciation.........................................(227)(84)(21)(150)(47)(17)(5)(65)(23)(4)(643)13(643)(1,273)
Foreign exchange and financial instrument loss...11(5)(2)(2)(10)(3)11(3)(18)(30)(2)(5)(37)
Deferred income tax recovery.......................(27)4(4)—10——1—4630—(3)27
Other.................................................(76)(6)(2)(33)(12)2—(48)—(46)(221)9(61)(273)
Share of earnings from equity accounted 
investments .......................................———————————(20)(4)(24)
Net income attributable to non-controlling 
interests ...........................................————————————716716
Net income (loss) attributable to Unitholders(3)....1505972(87)(11)16(4)1(290)(103)——(103)
(1)Share of earnings from equity-accounted investments of $29 million is comprised of amounts found on the share of Adjusted EBITDA, share of interest and cash taxes and share of earnings lines. Net income attributable to participating non-controlling interests – in operating subsidiaries of $113 million is comprised of amounts found on Share of Funds From Operations attributable to non-controlling interests and Net Income attributable to non-controlling interests.
(2)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020
(3)Net income (loss) attributable to Unitholders includes net income (loss) attributable to GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units and LP units. Total net income (loss) includes amounts attributable to Unitholders, non-controlling interests, preferred limited partners equity and preferred equity.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 44
The following table provides each segment’s results in the format that management organizes its segments to make operating decisions and assess performance and reconciles Brookfield Renewable’s proportionate results to the consolidated statements of income on a line by line basis by aggregating the components comprising the earnings from Brookfield Renewable’s investments in associates and reflecting the portion of each line item attributable to non-controlling interests for the year ended December 31, 2018: 
Attributable to Unitholders Contribution
from Attributable
equity to non- As per Hydroelectric Wind 
accounted controlling IFRS StorageNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)(2)Solar& OtherCorporateTotal(MILLIONS) AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
Revenues.............................................89324421621973421214685—1,930(76)1,9433,797
Other income.........................................1254211——5—746—2975
Direct operating costs...............................(286)(76)(94)(64)(27)(9)(4)(34)(36)(23)(653)27(647)(1,273)
Share of Adjusted EBITDA from equity 
accounted investments...........................———————————492271
Adjusted EBITDA...................................6191731261575733811749(16)1,323—1,347
Management service costs..........................—————————(84)(84)—(10)(94)
Interest expense......................................(172)(22)(38)(63)(17)(9)(4)(45)(17)(99)(486)14(501)(973)
Current income taxes................................(4)(9)(2)2(2)—11——(13)1(20)(32)
Distributions attributable to 
Preferred limited partners equity....................—————————(38)(38)——(38)
Preferred equity......................................—————————(26)(26)——(26)
Share of interest and cash taxes from equity 
accounted investments...........................———————————(15)(10)(25)
Share of Funds From Operations attributable to 
non-controlling interests.........................————————————(806)(806)
Funds From Operations.............................4431428696382457332(263)676——
Depreciation.........................................(231)(136)(18)(124)(43)(13)(2)(39)(23)(2)(631)13(533)(1,151)
Foreign exchange and financial instrument loss...(1)(1)7309(10)3(15)(2)—20(1)1837
Deferred income tax expense.......................(1)118432——36—24123—252375
Other.................................................(21)(3)(6)(30)2—(2)(16)(9)(23)(108)1(99)(206)
Share of earnings from equity accounted 
investments .......................................———————————(13)(5)(18)
Net income attributable to non-controlling 
interests ...........................................————————————367367
Net income (loss) attributable to Unitholders(3)....$189$3$87$15$8$1$4$39$(2) $(264) $80$—$—$80
(1)Share of earnings from equity-accounted investments of $28 million is comprised of amounts found on the share of Adjusted EBITDA, share of interest and cash taxes and share of earnings lines. Net income attributable to participating non-controlling interests – in operating subsidiaries of $439 million is comprised of amounts found on Share of Funds From Operations attributable to non-controlling interests and Net Income attributable to non-controlling interests.
(2)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020
(3)Net income (loss) attributable to Unitholders includes net income (loss) attributable to GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units and LP units. Total net income (loss) includes amounts attributable to Unitholders, non-controlling interests, preferred limited partners equity and preferred equity.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 45
The following table provides each segment’s results in the format that management organizes its segments to make operating decisions and assess performance and reconciles Brookfield Renewable’s proportionate results to the consolidated statements of income on a line by line basis by aggregating the components comprising the earnings from Brookfield Renewable’s investments in associates and reflecting the portion of each line item attributable to non-controlling interests for the year ended December 31, 2017: 
Attributable to Unitholders Contribution
from Attributable
equity to non- As per Hydroelectric Wind 
accounted controlling IFRS StorageNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)(2)& OtherCorporateTotal(MILLIONS) AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilSolar
Revenues........................................................9452431911614626859—1,679(51)1,1442,772
Other income....................................................1122————61940—1353
Direct operating costs..........................................(281)(77)(94)(42)(20)(4) (2)(32)(25)(577)21(467)(1,023)
Share of Adjusted EBITDA from equity accounted 
investments ..................................................——————————30535
Adjusted EBITDA..............................................665178991192622633(6)1,142—695
Management service costs.....................................————————(82)(82)—(4)(86)
Interest expense.................................................(180)(18)(42)(45)(10)(6) (3)(14)(89)(407)13(291)(685)
Current income taxes...........................................1(12)(5)—(1)—(1)——(18)1(22)(39)
Distributions attributable to 
Preferred limited partners equity..............................————————(28)(28)——(28)
Preferred equity................................................————————(26)(26)——(26)
Share of interest and cash taxes from equity accounted 
investments ..................................................——————————(14)2(12)
Share of Funds From Operations attributable to non-
controlling interests .........................................———————————(380)(380)
Funds From Operations........................................48614852741516219(231)581——
Depreciation....................................................(220)(142)(26)(90)(25)(7) (4)(25)—(539)12(321)(848)
Foreign exchange and financial instrument loss..............(12)(3)(3)1(14)—(1)—(15)(47)—(54)(101)
Deferred income tax expense (recovery)......................(67)2(10)285—1—16(25)—(5)(30)
Other............................................................(17)(8)6(4)42(3)—(6)(26)—6(20)
Share of earnings from equity accounted investments........——————————(12)—(12)
Net income attributable to non-controlling interests..........———————————374374
Net income (loss) attributable to Unitholders(3)...............170(3)199(15)11(5)(6)(236)(56)——(56)
(1)Share of earnings from equity-accounted investments of $11 million is comprised of amounts found on the share of Adjusted EBITDA, share of interest and cash taxes and share of earnings lines. Net income attributable to participating non-controlling interests – in operating subsidiaries of $6 million is comprised of amounts found on Share of Funds From Operations attributable to non-controlling interests and Net Income attributable to non-controlling interests.
(2)As adjusted to reflect the historical financial statements of TerraForm Power Inc. acquired on July 31, 2020
(3)Net income (loss) attributable to Unitholders includes net income (loss) attributable to GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units and LP units. Total net income (loss) includes amounts attributable to Unitholders, non-controlling interests, preferred limited partners equity and preferred equity.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 46
The following table presents information on a segmented basis about certain items in our company’s consolidated statements of financial position and reconciles our proportionate balances to the consolidated statements of financial position basis by aggregating the components comprising Brookfield Renewable's investments in associates and reflecting the portion of each line item attributable to non-controlling interests: 
Attributable to Unitholders Contribution
from Attributable
to non- As perHydroelectric Wind 
equity 
accounted controlling IFRS StorageNorthNorth
investmentsinterestsfinancialsSolar& OtherCorporateTotal(MILLIONS) AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
As at December 31, 2019: 
Cash and cash equivalents...........................$10$7$10$18$21$2$5$63$6$1$143$(19) $228$352
Property, plant and equipment......................11,4881,9381,7732,4586283681872,018732—21,590(1,142)20,60741,055
Total assets...........................................12,2182,1262,0272,7056923912332,26678010323,541(520)23,17546,196
Total borrowings.....................................3,0702084491,221326711241,4702352,1079,281(431)8,45017,300
Other liabilities......................................2,8771484995971001028335312484,873(483)4,0268,416
For the year ended December 31, 2019: 
Additions to property, plant and equipment........7732711293——213264(19)252497
As at December 31, 2018: 
Cash and cash equivalents...........................$6$37$7$30$29$5$2$41$9$3$169(7) $260$422
Property, plant and equipment......................11,4971,9071,6092,402815348361,347686(9)20,638(681)18,22038,177
Total assets...........................................12,1252,1051,8682,562929379561,64274616122,573(286)21,22143,508
Total borrowings.....................................2,9951984191,21046375311,0212492,3288,989(223)7,78016,546
Other liabilities......................................2,76415043455812473271312114,553(1,811)21,36424,106
For the year ended December 31, 2018: 
Additions to property, plant and equipment........963071110——936172(16)171327
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 47
Geographical Information
The following table presents consolidated revenue split by geographical region for the year ended December 31: 
201920182017
(MILLIONS) 
Hydroelectric 
North America .........................................................................................$1,123 $1,152 $1,149
Brazil .......................................................................................................259285287
Colombia ................................................................................................979896797
2,3612,3332,233
Wind 
North America 474478282
Europe .....................................................................................................273206111
Brazil .......................................................................................................11014260
Asia .........................................................................................................7138—
928864453
Solar ........................................................................................................64657258
Storage & Other ....................................................................................362828
Total ........................................................................................................$3,971 $3,797 $2,772
The following table presents consolidated property, plant and equipment and equity-accounted investments split by geographical region: 
December 31, 2019December 31, 2018
(MILLIONS) 
United States ..............................................................................................$21,166 $19,785
Colombia ...................................................................................................7,3536,665
Canada ......................................................................................................4,6804,434
Brazil ........................................................................................................3,6213,542
Europe ......................................................................................................4,3124,093
Asia ..........................................................................................................860342
$41,992 $38,861
8. OTHER INCOME
Brookfield Renewable’s other income for the year ended December 31 is comprised of the following: 
(MILLIONS) 201920182017
Interest and other investment income ............................................................$32 $22 $32
Gain on regulatory provision .......................................................................14——
Gain on available for sale investments ..........................................................——15
Other .........................................................................................................59536
$105 $7553
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 48
9. DIRECT OPERATING COSTS
Brookfield Renewable’s direct operating costs for the year ended December 31 are comprised of the following: 
(MILLIONS) 201920182017
Operations, maintenance and administration .....................................(741) $(792) $(605)
Water royalties, property taxes and other ..........................................(186)(163)(166)
Fuel and power purchases(1)(316)(294)(228)
Energy marketing fees(20)(24)(24)
$(1,263) $(1,273) $(1,023)
(1)Fuel and power purchases are primarily attributable to our portfolio in Colombia.
10. OTHER
Brookfield Renewable’s Other for the year ended December 31 is comprised of the following: 
(MILLIONS) 201920182017
Transaction costs(5) $(17) $(7)
Change in fair value of property, plant and equipment(65)(64)(32)
Loss on debt extinguishment(35)(27)(1)
Amortization of service concession assets .....................................................(20)(9)(2)
Other .........................................................................................................(151)(89)9
(276) $(206) $(33)
11. FOREIGN CURRENCY TRANSLATION
Brookfield  Renewable’s  foreign  currency  translation  for  the  year  ended  December 31  shown  in  the  consolidated statements of comprehensive income is comprised of the following: 
(MILLIONS) 201920182017
Foreign currency translation on 
Property, plant and equipment, at fair value...................................... 13 $49 $(1,592) $520
Borrowings(133)607(288)
Deferred income tax liabilities and assets ......................................... 12 (32)180(88)
Other assets and liabilities25(39)52
(91) $(844) $196
12. INCOME TAXES
The major components of income tax (expense) recovery for the year ended December 31 are as follows: 
(MILLIONS) 201920182017
Income tax (expense) recovery applicable to: 
Current taxes 
Attributed to the current period .......................................................................(70) $(32) $(39)
Deferred taxes 
Income taxes – origination and reversal of temporary differences785037
Relating to change in tax rates / imposition of new tax laws195(34)
Relating to unrecognized temporary differences and tax losses(52)230(33)
27375(30)
Total income tax (expense) recovery(43) $343 $(69)
The major components of deferred income tax (expense) recovery for the year ended December 31 recorded directly to OCI are as follows: 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 49
(MILLIONS) 201920182017
Deferred income taxes attributed to: 
Financial instruments designated as cash-flow hedges .......................................$4 $(4) $—
Other ...........................................................................................................5(20)11
Revaluation surplus 
Origination and reversal of temporary differences .............................................(432)(1,291)(249)
Relating to changes in tax rates / imposition of new tax laws.............................(59)54586
$(482) $(1,261) $348
Brookfield Renewable’s effective income tax (expense) recovery for the year ended December 31 is different from the expense at its statutory income tax rate due to the differences below: 
(MILLIONS) 201920182017
Statutory income tax expense(1) ....................................................................$(34) $(69) $(25)
Reduction (increase) resulting from: 
Increase in tax assets not recognized ............................................................(52)230(33)
Differences between statutory rate and future tax rate ....................................195(30)
Subsidiaries' income taxed at different rates ..................................................388720
Other ........................................................................................................4—(1)
Effective income tax (expense) recovery .......................................................$(43) $343 $(69)
(1)Statutory income tax expense is calculated using domestic rates applicable to the profits in the relevant country.
The  above  reconciliation  has  been  prepared  by  aggregating  the  information  for  all  of  Brookfield  Renewable’s subsidiaries using the domestic rate in each tax jurisdiction. 
Brookfield Renewable’s effective income tax rate was 35.0% for the year ended December 31, 2019 (2018: (142.9%) and 2017: 94.5%). The effective tax rate is different than the statutory rate primarily due to rate differentials, legislative changes in tax rates during the year, and non-controlling interests’ income not subject to tax. 
The following table details the expiry date, if applicable, of the unrecognized deferred tax assets as at December 31:  
(MILLIONS) 201920182017
2020 to 2023 ..............................................................................................$3 $— $—
2024 and thereafter .....................................................................................431200364
$434 $200 $364
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 50
The deferred tax assets and liabilities of the following temporary differences have been recognized in the consolidated financial statements for the year ended December 31: 
DifferenceNet deferred
Non-capitalbetween tax andtax (liabilities)
(MILLIONS) lossescarrying valueassets
As at January 1, 2017 ..................................................................................$499 $(4,151) $(3,652)
Recognized in net income (loss) ...................................................................(66)38(28)
Recognized in equity ..................................................................................13345358
Business combination .................................................................................162(182)(20)
Foreign exchange .......................................................................................14(102)(88)
As at December 31, 2017 ............................................................................622(4,052)(3,430)
Recognized in net income (loss) ...................................................................232143375
Recognized in equity ..................................................................................1(1,252)(1,251)
Business combination .................................................................................—(99)(99)
Foreign exchange .......................................................................................(20)200180
As at December 31, 2018 ............................................................................835(5,060)(4,225)
Recognized in net income (loss) ...................................................................23427
Recognized in equity ..................................................................................11(491)(480)
Business combination .................................................................................71421
Foreign exchange .......................................................................................9(41)(32)
As at December 31, 2019 ............................................................................$885 $(5,574) $(4,689)
The deferred income tax liabilities include $4,293 million (2018: $3,864 million and 2017: $2,623 million) of liabilities which relate to property, plant and equipment revaluations included in equity. 
The taxable temporary difference attributable to Brookfield Renewable’s interest in its subsidiaries, branches, associates, and joint ventures for which deferred tax liabilities have not been recognized is $3,633 million (2018: $3,434 million and 2017: $1,558 million). 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 51
13. PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENT, AT FAIR VALUE
The following table presents a reconciliation of property, plant and equipment at fair value: 
Storage & 
(MILLIONS) HydroelectricWindSolarother(1)Total(2)
As at December 31, 2017............................$22,386 $7,153 $2,851 $318 $32,708
Additions ...................................................21279316328
Acquisitions through business combinations.. 3 —1,2281,716—2,944
Transfer to assets held for sale..................... 5 —(58)(674)—(732)
Items recognized through OCI: 
Change in fair value ...................................3,7741,16577945,722
Foreign exchange .......................................(1,137)(294)(120)(41)(1,592)
Items recognized through net income: 
Change in fair value ...................................(33)(41)31(7)(50)
Depreciation ..............................................(536)(436)(157)(22)(1,151)
As at December 31, 2018............................24,6668,7964,45725838,177
IFRS 16 adoption (3) ....................................792241004407
Additions ...................................................172262624464
Disposals ................................................... 4 —(440)——(440)
Acquisitions through business combinations.. 3 —550753—1,303
Items recognized through OCI: 
Change in fair value ...................................1,537649230(3)2,413
Foreign exchange .......................................98(33)(8)(8)49
Items recognized through net income: 
Change in fair value ...................................(17)(11)(18)(1)(47)
Depreciation ..............................................(520)(461)(271)(19)(1,271)
As at December 31, 2019(4)..........................$26,015 $9,300 $5,505 $235 $41,055
(1)Includes biomass and cogeneration.
(2)Includes assets under construction of $340 million (2018: $390 million).
(3)On January 1, 2019 Brookfield Renewable adopted  IFRS 16. See Note 1(e) – Basis of preparation and significant accounting policies for additional details regarding the impact of the new accounting standard adoption.
(4)Includes right-of-use assets not subject to revaluation of $71 million in our hydroelectric segment, $208 million in our wind segment, $131 million in our solar segment and $3 million in our storage & other segment.
The fair value of Brookfield  Renewable’s property, plant and equipment is calculated as described in Notes 1(j) – Property, plant and equipment and revaluation method and 1(s)(i) – Critical estimates – Property, plant and equipment. Judgment  is  involved  in  determining  the  appropriate  estimates  and  assumptions  in  the  valuation  of  Brookfield Renewable’s property, plant and equipment. See Note 1(t)(iii) – Critical judgments in applying accounting policies – Property, plant and equipment. Brookfield Renewable has classified its property, plant and equipment under level 3 of the fair value hierarchy. 
At  the  beginning  of  May  2020,  Brookfield  Renewable  exercised  the  option  to  buy  out  the  lease  on  its  192  MW hydroelectric facility in Louisiana for $560 million ($420 million net to Brookfield Renewable). The transaction was completed in November 2020. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 52
Discount  rates,  terminal  capitalization  rates  and  exit  dates  used  in  the  valuation  methodology  are  provided  in  the following table: 
North America Colombia Brazil Europe 
2019 2018 2019 2018 2019 2018 2019 2018 
Discount rate(1)
Contracted........................4.6% - 4.9%4.8% - 5.6%9.0%9.6%8.2%9.0%3.5% - 4.0%4.0% - 4.3%
Uncontracted.....................6.1% - 6.4%6.4% - 7.2%10.3%10.9%9.5%10.3%4.0% - 5.3%5.8% - 6.1%
Terminal capitalization rate(2).. 6.1% - 6.4%6.1% - 7.1%9.8%10.4%N/AN/AN/AN/A
Exit date...........................20402039203920382047204720352033
(1)Discount rates are not adjusted for asset specific risks.
(2)The terminal capitalization rate applies only to hydroelectric assets in the United States, Canada and Colombia.
The following table summarizes the impact of a change in discount rates, electricity prices and terminal capitalization rates on the fair value of property, plant and equipment: 
2019 
North 
(MILLIONS) AmericaColombiaBrazilEuropeTotal
25 bps increase in discount rates.........................$(1,030) $(190) $(90) $(60) $(1,370)
25 bps decrease in discount rates.........................1,06025070601,440
5% increase in future energy prices.....................92040080101,410
5% decrease in future energy prices.....................(920)(400)(80)(10)(1,410)
25 bps increase in terminal capitalization rate(1)....(210)(40)——(250)
25 bps decrease in terminal capitalization rate(1)....22040——260
2018 
North 
(MILLIONS) AmericaColombiaBrazilEuropeTotal
25 bps increase in discount rates.........................$(930) $(180) $(80) $(20) $(1,210)
25 bps decrease in discount rates.........................99019080201,280
5% increase in future energy prices.....................940440100201,500
5% decrease in future energy prices.....................(940)(440)(100)(20)(1,500)
25 bps increase in terminal capitalization rate(1)....(210)(30)——(240)
25 bps decrease in terminal capitalization rate(1)....23030——260
(1)The terminal capitalization rate applies only to hydroelectric assets in the United States, Canada and Colombia.
Terminal values are included in the valuation of hydroelectric assets in the United States, Canada and Colombia. For the hydroelectric assets in Brazil, cash flows have been included based on the duration of the authorization or useful life of a concession asset plus a one-time 30-year renewal term for the majority of the hydroelectric assets. The weighted-average remaining duration of the authorization or useful life of a concession asset at December 31, 2019, including a one-time 30-year renewal for applicable hydroelectric assets, is 32 years (2018: 33 years). Consequently, there is no terminal value attributed to the hydroelectric assets in Brazil at the end of the authorization term. 
The following table summarizes the percentage of total generation contracted under power purchase agreements as at December 31, 2019: 
North AmericaColombiaBrazilEurope
1 - 10 years ............................................................61%25%68%91%
11 - 20 years ..........................................................31%0%33%44%
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 53
The  following  table  summarizes  average  power  prices  from  long-term  power  purchase  agreements  that  are  linked specifically to the related power generating assets: 
Per MWh(1)North AmericaColombiaBrazilEurope
1 - 10 years ............................................................$88COP217,000 R$295 €147
11 - 20 years ..........................................................80272,000407226
(1)Assumes nominal prices based on weighted-average generation.
The following table summarizes the estimates of future electricity prices: 
Per MWh(1)North AmericaColombiaBrazilEurope
1 - 10 years ............................................................$64COP257,000 R$273 €75
11 - 20 years ..........................................................116358,00041184
(1)Assumes nominal prices based on weighted-average generation.
Brookfield Renewable’s long-term view is anchored to the cost of securing new energy from renewable sources to meet future demand growth between 2023 and 2035. A further one year change would increase or decrease the fair value of property, plant and equipment by approximately $210 million (2018: $150 million). 
Had Brookfield Renewable’s  revalued property, plant and equipment been  measured on a historical cost basis, the carrying amounts, net of accumulated depreciation would have been as follows at December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Hydroelectric .......................................................................................................................$11,816 $11,888
Wind ...................................................................................................................................6,8636,989
Solar ...................................................................................................................................4,7614,025
Other(1) ................................................................................................................................234246
$23,674 $23,148
(1)Includes biomass and cogeneration.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 54
14. INTANGIBLE ASSETS
The following table provides a reconciliation of intangible assets: 
(MILLIONS) Total
Balance, as at December 31, 2017 ......................................................................................................13
Acquisitions through business combinations................................................................................. 3 ........257
Amortization(1) ...............................................................................................................................(9)
Balance, as at December 31, 2018 .................................................................................................261
Amortization(1) ...............................................................................................................................(20)
Balance, as at December 31, 2019 .................................................................................................241
Included in Other within the Consolidated Statements of Income
Intangible assets relate to certain of our power generating facilities that operate under service concession arrangements in Latin America. We primarily benefit from a government promoted concession agreement and a long-term PPA with UTE - Administracion Nacional de Usinas y Transmisiones Electricas, the Republic of Uruguay’s state-owned electricity company. Under this PPA, we are required to deliver power at a fixed rate for the contract period, in all cases inflation adjusted. 
Brookfield Renewable's service concesssion assets operate as authorizations that expire between 2031 and 2038. The remaining intangible assets are amortized straight-line over 17 to 20 years. 
Under these arrangements, Brookfield Renewable recognized $36 million of revenue for the year ended December 31, 2019 (2018: $23 million and 2017: $7 million) 
15. BORROWINGS
Corporate Borrowings
The composition of corporate borrowings as at December 31 is presented in the following table: 
December 31, 2019 December 31, 2018 
Weighted-Weighted-
average Interest average 
Term Carrying Estimated Interest rate Term Estimated 
(MILLIONS EXCEPT AS NOTED) rate (%)(years)valuefair value(%)(years)fair value
Credit facilities...............2.95 $299 $2993.34 $721
Medium Term Notes: 
Series 4 (C$150).............5.817 $115 $1425.818 $124
Series 7 (C$450).............————5.12342
Series 8 (C$400).............4.823083244.83309
Series 9 (C$400).............3.853083223.86288
Series 10 (C$500)...........3.673844003.68357
Series 11 (C$300)............4.392312484.310220
Series 12 (C$300)...........3.410231232———
Series 13 (C$300)...........4.330231237———
4.110 $1,808 $1,9054.47 $1,640
Total corporate borrowings .................................2,107 $2,2042,361
Less: Unamortized financing fees(1)......................(6)
$2,1002,328
(1) Unamortized premiums and unamortized financing fees are amortized over the terms of the borrowing.
Brookfield Renewable Partners L.P. December 31, 2019
Page 55
The following table outlines the change in the unamortized financing fees of corporate borrowings for the year ended December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Corporate borrowings 
Unamortized financing fees, beginning of year ..........................................................................$(6) $(5)
Additional financing fees ........................................................................................................(2)(2)
Amortization of financing fees ................................................................................................11
Unamortized financing fees, end of year ...................................................................................$(7) $(6)
Credit facilities 
On June 12, 2019, Brookfield Renewable extended the maturity of $1.7 billion of its corporate credit facilities by one year to June 30, 2024. The credit facilities are used for general working capital purposes and issuing letters of credit. The credit  facilities  bear  interest  at  the  applicable  base  rate  plus  an  applicable  margin,  which  is  tiered  on  the  basis  of Brookfield Renewable’s unsecured senior long-term debt rating and is currently 1.20% as at December 31, 2019. 
In June 2019, Brookfield Renewable increased its letter of credit facility by $100 million to a total of $400 million. 
In December 2019, Brookfield Renewable and Brookfield agreed to amend the $400 million credit facility provided by Brookfield to extend its maturity by one year to December 31, 2020. The interest rate is LIBOR plus up to 2%. As at December 31, 2019, there were no draws on the committed unsecured revolving credit facility provided by Brookfield. During the year, Brookfield also placed up to $600 million on deposit with Brookfield Renewable. The funds on deposit have since been paid back in full prior to December 31, 2019 including any interest that had been accrued. The interest expense on the deposit and draws from the credit facility for the year ended December 31, 2019 totaled $6 million (2018: $8 million). 
In December 2019, Brookfield Renewable closed a $50 million bi-lateral, sustainability-linked revolving corporate credit facility  that  matures  on  June 30,  2024.  The  cost  of  the  facility  will  benefit  from  margin  reduction  as  Brookfield Renewable grows in carbon offsets through growing its renewable portfolio. 
Brookfield Renewable issues letters of credit from its corporate credit facilities for general corporate purposes which include, but are not limited to, security deposits, performance bonds and guarantees for debt service reserve accounts. 
The following table summarizes the available portion of corporate credit facilities as at December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Authorized corporate credit facilities(1) ....................................................................................$2,150 $2,100
Draws on corporate credit facilities(1) .......................................................................................(299)(721)
Authorized letter of credit facility ............................................................................................400300
Issued letters of credit ............................................................................................................(266)(209)
Available portion of corporate credit facilities ..........................................................................$1,985 $1,470
(1)Amounts are guaranteed by Brookfield Renewable.
Medium term notes 
Corporate borrowings are obligations of a finance subsidiary of Brookfield Renewable, Brookfield Renewable Partners ULC (“Finco”) (Note 33 - Subsidiary Public Issuers). Finco may redeem some or all of the borrowings from time to time, pursuant to the terms of the indenture. The balance is payable upon maturity, and interest on corporate borrowings is  paid  semi-annually. The  term  notes  payable  by  Finco  are  unconditionally  guaranteed  by  Brookfield  Renewable, Brookfield Renewable Energy L.P. (“BRELP”) and certain other subsidiaries. 
On September 13, 2019, Brookfield Renewable completed the issuance of C$300 million ($227 million) Series 12 medium term notes and C$300 million ($227 million) Series 13 medium term notes. The medium term notes have fixed interest rates of 3.4% and 4.3%, respectively, and have maturity dates of January 15, 2030 and November 15, 2049, respectively. Both series were corporate-level green bonds. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 56
In October 2019, Brookfield Renewable repaid C$450 million ($341 million) of Series 7 medium term notes prior to maturity. 
In December 2019, Brookfield Renewable established a $500 million U.S. commercial paper program. 
Non-recourse borrowings
Non-recourse borrowings are typically asset-specific, long-term, non-recourse borrowings denominated in the domestic currency of the subsidiary. Non-recourse borrowings in North America and Europe consist of both fixed and floating interest  rate  debt  indexed  to  the  London  Interbank  Offered  Rate  (“LIBOR”),  the  Euro  Interbank  Offered  Rate ("EURIBOR")  and  the  Canadian  Dollar  Offered  Rate  (“CDOR”).  Brookfield  Renewable  uses  interest  rate  swap agreements in North America and Europe to minimize its exposure to floating interest rates. Non-recourse borrowings in Brazil  consist  of  floating  interest  rates  of  Taxa  de  Juros  de  Longo  Prazo  (“TJLP”),  the  Brazil  National  Bank  for Economic Development’s long-term interest rate, or Interbank Deposit Certificate rate (“CDI”), plus a margin. Non-recourse borrowings in Colombia consist of both fixed and floating interest rates indexed to Indicador Bancario de Referencia rate (IBR), the Banco Central de Colombia short-term interest rate, and Colombian Consumer Price Index (IPC), Colombia inflation rate, plus a margin. Non-Recourse borrowings in India consist of both fixed and floating interest indexed to Prime lending rate of lender (MCLR). Non-recourse borrowings in China consist of floating interest rates of People's Bank of China ("PBOC"). 
It is currently expected that Secured Overnight Financing Rate (“SOFR”) will replace US$ LIBOR, Sterling Overnight Index Average (“SONIA”) will replace £ LIBOR, and Euro Short-term Rate (“€STR”) will replace EURIBOR. All of these are expected to become effective prior to December 31, 2021. As at December 31, 2019, none of Brookfield Renewable’s floating rate borrowings have been impacted by these reforms. 
The composition of non-recourse borrowings as at December 31 is presented in the following table: 
December 31, 2019 December 31, 2018 
Weighted-average Weighted-average 
Weighted-Weighted-
average average 
interest Term Carrying Estimated interest rate Term Carrying Estimated 
(MILLIONS, EXCEPT AS NOTED) rate (%)(years)valuefair value(%)(years)valuefair value
Non-recourse borrowings(1)
Hydroelectric(2)...............5.910 $6,616 $7,1066.19 $6,318 $6,517
Wind..............................4.4104,3514,5234.694,4324,457
Solar..............................4.7104,1664,3335.2113,4243,419
Storage and other............3.9494984.159296
Total.............................5.11015,227 $16,0605.41014,266 $14,489
Add: Unamortized premiums(3)............................9254
Less: Unamortized financing fees(3)......................(119)(102)
Less: Current portion ..........................................(1,133)(1,189)
$14,067$13,029
(1)Includes $142 million (2018: $6 million) borrowed under a subscription facility of a Brookfield sponsored private fund.
(2)Includes a lease liability of $330 million associated with a hydroelectric facility included in property, plant and equipment, at fair value, which is subject to revaluation.
(3)Unamortized premiums and unamortized financing fees are amortized over the terms of the borrowing.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 57
Future repayments of Brookfield Renewable’s non-recourse borrowings for each of the next five years and thereafter are as follows: 
(MILLIONS) 20202021202220232024ThereafterTotal
Non-recourse borrowings 
Hydroelectric............................$402 $123 $583 $924 $399 $4,185 $6,616
Wind ........................................2652554474682482,6684,351
Solar ........................................4656141374491482,3534,166
Storage and other......................1801111094
$1,133 $1,072 $1,168 $1,842 $796 $9,216 $15,227
The following table outlines the change in the unamortized financing fees of non-recourse borrowings for the year ended December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Non-recourse borrowings 
Unamortized financing fees, beginning of year .........................................................................$(102) $(97)
Additional financing fees .......................................................................................................(43)(29)
Amortization of financing fees ...............................................................................................1219
Foreign exchange translation and other ....................................................................................145
Unamortized financing fees, end of year ..................................................................................$(119) $(102)
On February 25, 2019, Brookfield Renewable completed a C$70 million ($53 million) non-recourse financing associated with a 20 MW hydroelectric facility in Ontario. The debt bears an interest rate of 4.1% and matures in 2045. 
On April 30, 2019, Brookfield Renewable completed a $204 million refinancing associated with the Uruguay wind business, representing an up-financing of $58 million. The debt was drawn in three tranches. Approximately 46% of the debt principal outstanding bears a fixed interest rate of 2.6%, and the remainder bears interest at the applicable base rate plus an applicable margin that ranges from 1.94% to 2.94%. 
On May 29, 2019, Brookfield Renewable completed a financing of $104 million associated with the United States solar business. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin that ranges from 2% to 2.4% and matures in May 2034. 
On June 6, 2019, Brookfield Renewable completed a bond financing associated with the Colombian business. The financing consisted of COP 1.1 trillion ($333 million) in senior unsecured bonds with maturities of 4, 8, 15 and 30 years at rates of 6.1%, 7.0%, IPC + 3.7% and IPC + 4.0%, respectively. 
On June 14, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of €325 million ($365 million) of debt associated with the European business. The amortizing debt, including associated swaps, bears a fixed interest rate of 3.2% and matures in December 2032. 
On June 21, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of $155 million, including an incremental borrowing of $30 million, associated with a hydroelectric portfolio in the United States. The incremental portion of the borrowing bears a fixed rate of 3.4% and matures in January 2022. 
On August 15, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of $45 million associated with the United States hydroelectric  business.  The  debt  bears  interest  at  the  applicable  base  rate  plus  a  margin  of  2.8%  and  matures  in September 2022. 
On August 30, 2019, Brookfield Renewable completed a financing of $131 million associated with the United States wind business. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin of 3.2% and matures in July 2032. 
On September 25, 2019, Brookfield Renewable completed a financing of $475 million associated with the United States solar business. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin of 1% to 1.75% and matures in September 2020. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 58
On October 8, 2019, Brookfield Renewable increased a revolving credit facility and a letter of credit facility associated with the United States business to $800 million and $300 million, respectively. Both facilities mature in October 2024. The credit facility matures in October 2024 and bears interest at the applicable base rate plus a margin up to 2.25%. As at December 31, 2019, there were no draws on either facility. 
On October 8, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of $168 million associated with a wind portfolio in China. The up-financing portion of the debt bears interest at 110% of the applicable base rate and matures in 2031. 
On October 16, 2019, Brookfield Renewable completed a note issuance of $700 million associated with the United States business. The senior notes have fixed interest rates of 4.75% and have matures in January 2030. 
In October 2019, Brookfield Renewable repaid $300 million of notes due 2025 and $350 million of term loan prior to maturity. 
During the fourth quarter of 2019, Brookfield Renewable completed financings totaling COP 600 billion ($182 million) associated with the Colombian business. The loans bear interest at the applicable base rate plus a margin between 4.1% and 4.23% and mature between 2026 and 2031. 
On November 13, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of $17 million associated with a hydroelectric portfolio in the United States. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin of 3.3% and matures on September 17, 2022. 
On November 25, 2019, Brookfield Renewable completed a financing of $172 million associated with a wind portfolio in the United States. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin of 3.55% and matures on May 2039. 
On December 10, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of €235.8 million ($264 million) associated with a wind portfolio in Spain. The debt bears interest at the applicable base rate plus a margin that ranges from 1.65% to 2.05% and matures on December 2033. 
On December 27, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of €213.6 million ($240 million) associated with a solar portfolio in Spain, representing an upsize of approximately €42.0 million ($47 million). The debt consisted of two tranches that mature in June 2035 and December 2033, at rates of 2.55% and Euribor plus a margin that ranges from 1.9% to 2.5%, respectively. 
In December 2019, Brookfield Renewable completed a non-recourse financing of R$187 million ($47 million) associated with a 30 MW hydroelectric facility currently under construction in Brazil. As at December 31, 2019, R$63 million ($15 million) was drawn. The loan bears interest at the applicable base rate plus a margin of 3.8% and matures in 2038. 
In December 2019, we completed a R$450 million ($110 million) non-recourse refinancing associated with a portfolio of assets in Brazil. The loan bears interest at the applicable base rate plus a margin of 1.4% and matures in December 2027. 
On December 2, 2019, Brookfield Renewable completed a refinancing of C$628 million ($472 million), including an up-financing of C$153 million ($115 million) associated with a hydroelectric portfolio in Canada. As at December 31, 2019, $228 million was drawn with the remaining $244 million to be drawn in November 2020. The debt drawn bears a fixed interest rate of 3.5% and matures in 2029. 
On December 23, 2019, Brookfield Renewable completed a $150 million revolving credit facility associated with the United States business. The credit facility matures in June 2023 and bears interest at the applicable base rate plus an applicable margin, which is currently 1.2% as at December 31, 2019. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 59
Supplemental Information 
The following table outlines changes in Brookfield Renewable’s borrowings for the year ended December 31: 
Net cash Non-cash 
flows from
financing Transfer to 
(MILLIONS) January 1activitiesAcquisitionHeld for saleOther(1) December 31
2019 
Corporate borrowings..........$2,328(314)——86$2,100
Non-recourse borrowings$14,218823319(196)36$15,200
.........................
2018 
Corporate borrowings..........$2,350115——(137) $2,328
Non-recourse borrowings$13,088(103)1,984(360)(391) $14,218
.........................
(1)Includes foreign exchange and amortization of unamortized premium and financing fees.
16. NON-CONTROLLING INTERESTS
Brookfield Renewable’s non-controlling interests are comprised of the following as at December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries ...............................................$11,086 $10,289
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield .......................................6867
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – Redeemable/Exchangeable 
units held by Brookfield ..................................................................................................3,3173,266
Preferred equity .....................................................................................................................597568
$15,068 $14,190
On February 24, 2019, Brookfield Renewable completed the sale of an additional 25% non-controlling, indirect interest in a portfolio of select Canadian hydroelectric assets to a consortium of buyers. This sale was for the same price as Brookfield Renewable's initial 25% non-controlling interest sale of this portfolio disclosed in Note 31 of the 2018 annual consolidated financial statements, subject to an adjustment for dividend recapitalization completed in the fourth quarter of 2018. Cash consideration of C$331 million was received from the non-controlling shareholders on February 28, 2019. Upon completion of the sale, Brookfield Renewable recognized a $4 million gain directly in equity. Subsequent to completion of the sale, Brookfield Renewable has continued to control and operate the assets and maintains a 50% economic interest in the portfolio. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 60
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries 
The net change in participating non-controlling interests – in operating subsidiaries is as follows: 
BrookfieldTerraForm Power 
Americas BrookfieldBrookfieldBrookfield CanadianTheIsagen Isagen public public non-
Infrastructure Infrastructure Infrastructure Infrastructure HydroelectricCatalystinstitutional non-controlling controlling 
(MILLIONS) FundFund IIFund IIIFund IVPortfolioGroupinvestorsinterestsinterestsOtherTotal
As at December 31, 2016......$963$1,654$1,085$—$—$127$1,675$14$—$71$5,589
Net income (loss)...............(29)(13)13——1247—(29) 56
OCI..............................(76)269111——278(1) ——383
Capital contributions...........—89685———19———793
Acquisition......................——525—————6921371,354
Distributions....................(8)(317)(88)——(7) (115) ——(8)(543)
Purchase of Isagen shares......——(1)———(5) 5——(1)
Other............................——2———2(9) 2—(3)
As at December 31, 2017......8501,6822,332——1341,70196652057,578
Net income......................19164—41417415913439
OCI..............................662981,107—(11) (18) 5045294582,303
Capital contributions...........—9235—293—————537
Acquisition......................—————————2121
Distributions....................(17)(81)(324)——(6) (167) —(55) (14)(664)
Other............................—12(18)—(10) ———395275
As at December 31, 2018......9001,9293,496—2761242,212151,00233510,289
Net income (loss)...............—(13)6619171541(79) 2113
OCI..............................46134427(3)61(41) 2662112—1,004
Capital contributions...........——2159268——(2) 2443674
Disposals........................—(87)———————(85)(172)
Distributions....................(24)(120)(332)—(1) (11) (259) (1) (66) (30)(844)
Other............................—8201(5) —2(2) (5) 322
As at December 31, 2019......$922$1,851$3,619$163$618$89$2,375$13$1,208$228$11,086
Interests held by third parties..75%-80%43%-60%23%-71%72%-73%50%25%53%0.4%39%20%-50%
On June 11, 2018, a subsidiary of Brookfield purchased 60,975,609 shares of TerraForm Power's common stock at a price per share of $10.66 in a private placement ("2018 Private Placement). Immediately upon completion of the 2018 Private Placement, Brookfield and its institutional partners held an approximately 65% interest in TerraForm Power. The remaining approximately 35% ownership interest was held by TerraForm Power’s public shareholders. 
On August 3, 2018, TerraForm Power issued 80,084 shares of its common stock to a controlled affiliate of Brookfield and shareholder of Terraform Power in connection with the net losses incurred as a result of the final resolution of a securities class action under federal securities law. Immediately upon completion of this issuance, Brookfield and its institutional partners held an approximately 65% interest in TerraForm Power. The remaining approximately 35% ownership interest was held by TerraForm Power’s public shareholders. 
On October 8, 2019, an affiliate of Brookfield purchased 2,981,514 shares of TerraForm Power's common stock at a price per share of $16.77 in a private placement ("2019 Private Placement"). This was completed concurrent with TerraForm Power registered public offering of $250 million. Upon completion of the public offering and the 2019 Private Placement, as of December 31, 2019, Brookfield and its institutional partners held an approximately 61.5% interest in TerraForm Power. The remaining approximately 38.5% ownership interest was held by TerraForm Power’s public shareholders. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 61
The following tables summarize certain financial information of operating subsidiaries that have non-controlling interests that are material to Brookfield Renewable: 
Brookfield
Americas BrookfieldBrookfield Brookfield CanadianThe
Infrastructure Infrastructure Infrastructure InfrastructureHydroelectric Catalyst TerraForm 
(MILLIONS) FundFund IIFund III(1) Fund IVPortfolioGroupIsagen (2)Power(3)OtherTotal
Interests held by third parties ....................................75%-80%43%-60%69%-71%72%-73%50%25%76%71.1%20%-50%
North United 
United States,America, States,Brazil, 
United States,Brazil, South 
United States,Brazil, India, India,America, Canada, 
Place of business ...................................................BrazilEuropeChinaChinaCanadaUnited StatesColombiaEuropeColombia
Year ended December 31, 2017: 
Revenue.............................................................$123 $430 $53 $— $—$135$797$147$32 $1,717
Net income (loss)..................................................(34)(20)18——4789(56)751
Total comprehensive income (loss)............................(133)529126——57236(57)—758
Net income (loss) allocated to non-controlling interests...(29)(13)13——1267(47)36
Year ended December 31, 2018: 
Revenue.............................................................$157 $447 $311 $— $38$142$896$815$21 $2,827
Net income..........................................................21719—15563312132655
Total comprehensive income (loss)............................95544898—25(16)1,2901,063163,915
Net income allocated to non-controlling interests...........1915—6142511421439
As at December 31, 2018: 
Property, plant and equipment, at fair value.................$1,687 $5,553 $2,322 $— $1,679$875$6,665$9,163$253 $ 28,197
Total assets..........................................................1,7375,8313,725—1,9759827,71710,26329332,523
Total borrowings...................................................5361,979838—9243691,7445,8297012,289
Total liabilities.....................................................5822,3951,441—1,9333873,5487,2098817,583
Carrying value of non-controlling interests..................9001,9291,641—3141243,1692,1605210,289
Year ended December 31, 2019: 
Revenue.............................................................$155 $451 $255 $39 $96$145$971$991$29 $3,132
Net income (loss)..................................................2(20)1094267293(207)6202
Total comprehensive income (loss)............................612943594138(99)1,00790171,871
Net income allocated to non-controlling interests...........—(13)861917220(149)5113
As at December 31, 2019: 
Property, plant and equipment, at fair value.................$1,713 $5,240 $2,508 $538 $1,849$696$7,352$ 10,350$261 $ 30,507
Total assets..........................................................1,7545,4553,3716623,4867948,40311,42026835,613
Total borrowings...................................................5091,7568503311,6513251,8656,2979313,677
Total liabilities.....................................................5692,1161,0894392,0453423,9288,15511418,797
Carrying value of non-controlling interests..................9221,8521,622162651883,3952,3445011,086
(1)Excludes information relating to Isagen and TerraForm Power which is presented separately.
(2)The total third parties ownership interest in Isagen as of December 31, 2019 was 75.9% and comprised of Brookfield Infrastructure Fund III: 22.9%, Isagen Institutional investors 52.6% and other non-controlling interests: 0.4%.
(3)The total third parties ownership interest in TerraForm Power as of December 31, 2019 was comprised of Brookfield Infrastructure Fund III: 32.6% and TerraForm Power public non-controlling interests: 38.5%.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 62
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield and Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary - Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield 
Brookfield, as the owner of the 1% general partnership interest in BRELP held by Brookfield (“GP interest”), is entitled to regular distributions plus an incentive distribution based on the amount by  which quarterly distributions exceed specified target levels. To the extent that LP unit distributions exceed $0.375 per LP unit per quarter, the incentive is 15% of distributions above this threshold. To the extent that quarterly LP unit distributions exceed $0.4225 per LP unit, the incentive distribution is equal to 25% of distributions above this threshold. 
After the special distribution, the thresholds used for the calculation of incentive distribution rights that Brookfield is entitled to as the owner of the 1% GP interest in BRELP will be reduced on the completion of the special distribution to give effect to the special distribution, to $0.300 and $0.338, respectively. Refer to Note 34 – Subsequent events for further information. 
Consolidated  equity  includes  Redeemable/Exchangeable  partnership  units  and  the  GP  interest.  The Redeemable/Exchangeable partnership units are held 100% by Brookfield, which at its discretion has the right to redeem these  units  for  cash  consideration.  No  Redeemable/Exchangeable  partnership  units  have  been  redeemed  for  cash consideration. Since this redemption right is subject to Brookfield Renewable’s right, at its sole discretion, to satisfy the redemption  request  with  LP  units  of  Brookfield  Renewable  on  a  one  for one  basis,  the Redeemable/Exchangeable partnership  units  are  classified  as  equity  in  accordance  with  IAS  32,  Financial  Instruments:  Presentation.  The Redeemable/Exchangeable partnership units and GP interest are presented as non-controlling interests since they provide Brookfield the direct economic benefits and exposures to the underlying performance of BRELP. The LP units issued by Brookfield Renewable and the Redeemable/Exchangeable partnership units issued by its subsidiary BRELP have the same  economic  attributes  in  all  respects,  except  for  the  redemption  right  described  above.  The Redeemable/Exchangeable partnership units and the GP interest participate in earnings and distributions on a per unit basis equivalent to the per unit participation of the LP units of Brookfield Renewable. 
As at December 31, 2019, general partnership units and Redeemable/Exchangeable partnership units outstanding were 2,651,506 units (December 31, 2018: 2,651,506 units) and 129,658,623 units (December 31, 2018: 129,658,623 units), respectively. 
Distributions 
The composition of the distributions are presented in the following table: 
(MILLIONS) 201920182017
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield.........$5 $5 $5
Incentive distribution ...............................................................................504030
$55 $45 $35
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary –
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield................................268255243
$323 $300 $278
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 63
The  following  table  summarizes  certain  financial  information  regarding  General  partnership  interest  in  a  holding subsidiary  held  by  Brookfield  and  Participating  non-controlling  interests  –  in  a  holding  subsidiary  – Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield: 
(MILLIONS) 201920182017
For the year ended December 31: 
Revenue .......................................................................................................$3,971 $3,797 $2,772
Net income ...................................................................................................805834
Comprehensive income ..................................................................................2,0254,4741,354
Net income allocated to(1): 
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield...............504129
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary –
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield ......................................(65)16(36)
As at December 31: 
Property, plant and equipment, at fair value ......................................................$41,055 $38,177
Total assets ...................................................................................................46,19643,508
Total borrowings ...........................................................................................17,30016,546
Total liabilities ..............................................................................................25,71624,106
Carrying value of (2): 
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield...............6867
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary –
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield ......................................3,3173,266
(1)Allocated based on weighted-average GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units and LP units of 2.7 million, 129.7 million, and 178.9 million, respectively (2018: 2.7 million, 129.7 million, and 180.2 million, respectively and 2017: 2.7 million, 129.7 million, and 173.5 million, respectively).
(2)Allocated based on outstanding GP interest, Redeemable/Exchangeable partnership units and LP units of 2.7 million, 129.7 million, and 179.0 million, respectively (2018: 2.7 million, 129.7 million and 178.8 million, respectively).
Preferred equity 
Brookfield  Renewable’s  preferred  equity  as  at  December 31  consists  of  Class A  Preference  Shares  of  Brookfield Renewable Power Preferred Equity Inc. (“BRP Equity”) as follows: 
Dividends declared for
Earliest
the year ended  
CumulativepermittedDecember 31Carrying value as at 
Sharesdividendredemption
(MILLIONS, EXCEPT AS NOTED) 
outstandingrate (%)date20192018December 31, 2019December 31, 2018
Series 1 (C$136).......5.453.36April 2020 $3 $4 $105 $100
Series 2 (C$113)(1)....4.514.26April 2020438683
Series 3 (C$249).......9.964.40July 201988192182
Series 5 (C$103).......4.115.00April 2018447975
Series 6 (C$175).......7.005.00July 201877135128
31.03$26 $26 $597 $568
(1)Dividend rate represents annualized distribution based on the most recent quarterly floating rate.
The Class A Preference Shares do not have a fixed maturity date and are not redeemable at the option of the holders. As at December 31, 2019, none of the issued Class A Preference Shares have been redeemed by BRP Equity. 
Class A Preference Shares – Normal Course Issuer Bid 
In July 2019, Brookfield Renewable announced that the Toronto Stock Exchange had accepted a notice of its intention to commence a normal course issuer bid in connection with the outstanding Class A Preferred Limited Partnership Units. Under this normal course issuer bid, Brookfield Renewable is permitted to repurchase up to 10% of the total public float 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 64
for each respective series of its Class A Preference Units. Repurchases were authorized to commence on July 9, 2019 and will terminate on July 8, 2020, or earlier should Brookfield Renewable complete its repurchases prior to such date. There were no repurchases of Class A Preferred Limited Partnership units during 2019 in connection with the normal course issuer bid. 
In July 2020, the Toronto Stock Exchange accepted notice of Brookfield Renewable's intention to renew the normal course issuer bid in connection with the outstanding Class A Preference Shares for another year to July 8, 2021, or earlier should the repurchases be completed prior to such date. Unitholders may receive a copy of the Notice of Intention for the normal course issuer bid, free of charge, by contacting Brookfield Renewable. 
17. PREFERRED LIMITED PARTNERS' EQUITY
Brookfield Renewable’s preferred limited partners’ equity comprises of Class A Preferred Units as follows: 
Distributions declared 
Earliest
for the year ended 
Cumulativepermitted
December 31 Carrying value as at 
(MILLIONS, EXCEPT Sharesdistributionredemption
AS NOTED) outstandingrate (%)date20192018December 31, 2019December 31, 2018
Series 5 (C$72).....2.895.59April 2018 $3 $4 $49 $49
Series 7 (C$175)....7.005.50January 202177128128
Series 9 (C$200)....8.005.75July 202199147147
Series 11 (C$250)..10.005.00April 202299187187
Series 13 (C$250)..10.005.00April 2023109196196
Series 15 (C$175)..7.005.75April 20246—126—
44.89$44 $38 $833 $707
On March 11, 2019, Brookfield Renewable issued 7,000,000 Class A Preferred Limited Partnership Units, Series 15 (the “Series 15 Preferred Units”) at a price of C$25 per unit for gross proceeds of C$175 million ($131 million). Brookfield Renewable incurred C$6 million ($5 million) in related transaction costs inclusive of fees paid to underwriters. The holders of the Series 15 Preferred Units are entitled to receive a cumulative quarterly fixed distribution yielding 5.75% for the initial period ending April 30, 2024. Thereafter, the distribution rate will be reset every five years at a rate equal to the greater of: (i) the 5-year Government of Canada bond yield plus 3.94%, and (ii) 5.75%. 
The holders of the Series 15 Preferred Units will have the right, at their option, to convert their Series 15 Preferred Units into  Class  A  Preferred  Limited  Partnership  Units,  Series  16  (the  “Series  16  Preferred  Units”),  subject  to  certain conditions, on April 30, 2024 and on April 30 every five years thereafter. The holders of Series 16 Preferred Units will be entitled  to  receive  floating  rate  cumulative  preferential  cash  distributions  equal  to  the  sum  of  the  three  month Government of Canada Treasury Bill rate plus 3.94%. 
As at December 31, 2019, none of the Class A, Series 5 Preferred Limited Partnership Units have been redeemed. 
In July 2019, Brookfield Renewable announced that the Toronto Stock Exchange had accepted a notice of its intention to commence a normal course issuer bid in connection with the outstanding Class A Preferred Limited Partnership Units. Under this normal course issuer bid, Brookfield Renewable is permitted to repurchase up to 10% of the total public float for each respective series of its Class A Preference Units. Repurchases were authorized to commence on July 9, 2019 and terminated on July 8, 2020. 
During the first quarter of 2020, Brookfield Renewable issued 8,000,000 Class A Preferred Limited Partnership Units, Series 17 (the “Series 17 Preferred Units”) at a price of $25 per unit for gross proceeds of $200 million. The holders of the Series 17 Preferred Units are entitled to receive a cumulative quarterly fixed distribution yielding 5.25%. 
In July 2020, the Toronto Stock Exchange accepted notice of Brookfield Renewable's intention to renew the normal course issuer bid in connection with the outstanding Class A Preferred Limited Partnership Units for another year to July 8, 2021, or earlier should the repurchases be completed prior to such date. Preferred unitholders may receive a copy of the Notice of Intention for the normal course issuer bid, free of charge, by contacting Brookfield Renewable. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 65
18. LIMITED PARTNERS' EQUITY
Limited partners’ equity 
As at December 31, 2019, 178,977,800 LP units were outstanding (December 31, 2018: 178,821,204 LP units) including 56,068,944  LP  units  (December 31,  2018:  56,068,944  LP  units)  held  by  Brookfield.  Brookfield  owns  all  general partnership interests in Brookfield Renewable representing a 0.01% interest. 
During the year ended December 31, 2019, 176,596 LP units (2018: 289,641 LP units) were issued under the distribution reinvestment plan at a total cost of $6 million (2018: $8 million). 
Subsequent to December 31, 2019, an additional 100,352 LP units were issued under the distribution reinvestment plan at a total cost of $3 million. 
As  at  December 31,  2019,  Brookfield’s  direct  and  indirect  interest  of  185,727,567  LP  units  and Redeemable/Exchangeable  partnership  units  represents  approximately  60%  of  Brookfield  Renewable  on  a  fully-exchanged basis and the remaining approximate 40% is held by public investors. 
On an unexchanged basis, Brookfield holds a 31% direct limited partnership interest in Brookfield Renewable, a 42% direct interest in BRELP through the ownership of Redeemable/Exchangeable partnership units and a direct 1% GP interest in BRELP as at December 31, 2019. 
On June 3, 2020, Brookfield completed a secondary market offering for the sale of 10,236,000 direct limited partnership units  in  Brookfield  Renewable  (the  "Secondary  Market  Offering").  Brookfield's  direct  and  indirect  interest  of 175,491,567 LP units and Redeemable/Exchangeable partnership units after the Secondary Market Offering represents approximately 57% of Brookfield Renewable on a fully-exchanged basis. On an unexchanged basis, Brookfield holds a 26% direct limited partnership interest in Brookfield Renewable after the Secondary Market Offering. 
On  July  31,  2020,  Brookfield  Renewable  completed  the  TerraForm  Power  Acquisition  by  issuing  37,035,241 exchangeable  shares  and  4,034,469  LP  units.  Brookfield's  direct  and  indirect  interest  after  the  TerraForm  Power Acquisition represented approximately 51.5% of Brookfield Renewable on a fully-exchanged basis. On an unexchanged basis, Brookfield holds a 25% direct limited partnership interest in Brookfield Renewable after the TerraForm Power Acquisition. Refer to Note 34 – Subsequent Events for further information on the Terraform Power Acquisition. 
In December 2019, Brookfield Renewable terminated its existing normal course issuer bid, which was set to expire on December 30, 2019, and entered into a new normal course issuer bid in connection with its LP units. Under the new normal course issuer bid, Brookfield Renewable is permitted to repurchase up to 8.9 million LP units, representing approximately 5% of the issued and outstanding LP units, for capital management purposes. The bid will expire on December 11, 2020, or earlier should Brookfield Renewable complete its repurchases prior to such date. Unitholders may receive a copy of the Notice of Intention for the normal course issuer bid, free of charge, by contacting Brookfield Renewable. Brookfield Renewable repurchased 20,000 LP units (2018: 1,856,798 LP units) on December 28, 2018 on the Toronto Stock Exchange and New York Stock Exchange at a total cost of less than $1 million (2018: $51 million) that were canceled on January 31, 2019. 
Distributions 
The composition of the distributions are presented in the following table: 
(MILLIONS) 20192018
Brookfield ............................................................................................................................$116 $110
External LP unitholders ..........................................................................................................254245
$370 $355
In February 2020, Unitholder distributions were increased to $1.74 per LP unit on an annualized basis, adjusted for the special distribution of BEPC shares on July 30, 2020, an increase of $0.09 per LP unit, which took effect with the distribution payable in March 2020. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 66
19. GOODWILL
The following table provides a reconciliation of goodwill: 
(MILLIONS) Total
Balance, as at December 31, 2017 .....................................................................................................901
Acquired through business combinations ...........................................................................................160
Transfer to Assets held for sale ..........................................................................................................(22)
Foreign exchange(91)
Balance, as at December 31, 2018948
Foreign exchange and other(1) ...........................................................................................................1
Balance, as at December 31, 2019(2) ..................................................................................................949
Represents adjustments to the purchase price allocation of the assets acquired and liabilities assumed from the Saeta Yield acquisition.
Includes goodwill of $821 million in the hydroelectric segment, $66 million in the wind segment and $62 million in the solar segment.
The goodwill recorded as at December 31, 2017 was created as a result of recording the deferred tax liabilities assumed in the purchase price allocations of business combinations. The deferred tax liabilities are measured in accordance with IAS 12 in the purchase price allocations rather than at fair value. As a result, the goodwill recorded does not represent ‘core’ goodwill, but rather goodwill created as a result of accounting concepts or ‘non-core’ goodwill. In order to avoid an immediate impairment of this ‘non-core’ goodwill, Brookfield Renewable removed from the carrying value any ‘non-core’ goodwill that continues to be supported by the existence, as of the impairment testing date, of the original deferred tax liability that created the goodwill. As of December 31, 2019, we performed an impairment test at the level that goodwill  is  monitored  by  management.  In  performing  this  impairment  test,  management  removed  the  ‘non-core’ goodwill  that  continued  to  be  supported  by  the  existence  of  the  original  deferred  tax  liability  that  gave  rise  to  the goodwill from the carrying value of the applicable assets. The remaining goodwill is not significant compared to the total balance as at December 31, 2019 and no impairment of the goodwill was recorded during the year. 
20. CAPITAL MANAGEMENT
Brookfield Renewable’s primary capital management objectives are to ensure the sustainability of its capital to support continuing operations, meet its financial obligations, allow for growth opportunities and provide stable distributions to its LP unitholders. Brookfield Renewable’s capital is monitored through the debt to total capitalization ratio on a corporate and consolidated basis. As at December 31, 2019 these ratios were 16% and 40%, respectively (2018: 15% and 40%, respectively). 
Brookfield Renewable has provided covenants to certain of its lenders for its corporate borrowings and credit facilities. The covenants require Brookfield Renewable to meet minimum debt to capitalization ratios.  Subsidiaries of Brookfield Renewable have provided covenants to certain of their lenders for their non-recourse borrowings. These covenants vary from one credit agreement to another and include ratios that address debt service coverage. Certain lenders have also put in place requirements that oblige Brookfield Renewable and its subsidiaries to maintain debt and capital expenditure reserve accounts. The consequences to the subsidiaries as a result of failure to comply with their covenants could include a limitation of distributions from the subsidiaries to Brookfield Renewable, as well as repayment of outstanding debt. Brookfield Renewable is dependent on the distributions made by its subsidiaries to service its debt. 
Brookfield Renewable Partners L.P. December 31, 2019
Page 67
Brookfield Renewable’s strategy during 2019, which was unchanged from 2018, was to maintain the measures set out in the following schedule as at December 31: 
Corporate Consolidated 
(MILLIONS) 2019201820192018
Corporate credit facility(1) ..........................................................$299$721$299$721
Debt 
Medium term notes(2) ................................................................1,8081,6131,8081,613
Non-recourse borrowings(3) .......................................................——15,22714,266
1,8081,61317,03515,879
Deferred income tax liabilities, net(4) ..........................................——4,6894,225
Equity 
Participating non-controlling interest – in operating subsidiaries——11,08610,289
..............................................................................
Preferred equity .......................................................................597568597568
Preferred limited partners' equity ................................................833707833707
Unitholders' equity(5) ................................................................7,9647,8387,9647,838
Total capitalization ...................................................................$11,202$10,726$42,204$39,506
Debt to total capitalization .........................................................16%15%40%40%
(1)Draws on corporate credit facilities are excluded from the debt to total capitalization ratios as they are not a permanent source of capital.
(2)Medium term notes are unsecured and guaranteed by Brookfield Renewable and excludes $7 million (2018: $6 million) of deferred financing fees.
(3)Non-recourse borrowings includes $142 million (2018: $6 million) borrowed under a subscription facility of a Brookfield sponsored private fund and excludes $27 million (2018: $48 million) of deferred financing fees, net of unamortized premiums.
(4)Deferred income tax liabilities less deferred income tax assets.
(5)Unitholders' equity includes equity attributable to Limited partners' equity, Redeemable/Exchangeable partnership units, and GP interest.
21. EQUITY-ACCOUNTED INVESTMENTS
The following table outlines the changes in Brookfield Renewable’s equity-accounted investments: 
(MILLIONS) 201920182017
Balance, beginning of year .............................................................................$684 $509 $206
Investment ....................................................................................................14413248
Share of net income .......................................................................................292811
Share of other comprehensive income ..............................................................8116854
Dividends received ........................................................................................(16)(9)(31)
Foreign exchange translation and other ............................................................15(25)21
Balance, end of year ......................................................................................$937 $684 $509
The following tables summarize gross revenues and net income of equity-accounted investments in aggregate at 100%: 
(MILLIONS) 201920182017
Revenue .......................................................................................................$430491 $163
Net income ...................................................................................................887932
Share of net income(1) ....................................................................................292811
(1) Brookfield Renewable's ownership interest in these entities ranges from 13%-60%.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 68
The following table summarizes gross assets and liabilities of equity-accounted investments in aggregate as at December 31: 
(MILLIONS) 20192018
Current assets ........................................................................................................................$539 $182
Property, plant and equipment, at fair value ..............................................................................5,9122,788
Other assets ..........................................................................................................................7457
Current liabilities ...................................................................................................................53693
Non-recourse borrowings .......................................................................................................1,513937
Other liabilities .....................................................................................................................1,01738
22. CASH AND CASH EQUIVALENTS
Brookfield Renewable’s cash and cash equivalents as at December 31 are as follows: 
(MILLIONS) 20192018
Cash .....................................................................................................................................$327 $329
Short-term deposits ................................................................................................................2593
$352 $422
23. RESTRICTED CASH
Brookfield Renewable’s restricted cash as at December 31 is as follows: 
(MILLIONS) Note 20192018
Operations ..............................................................................................................$128 $135
Credit obligations ....................................................................................................143181
Capital expenditures and development projects ...........................................................2215
Total ......................................................................................................................293331
Less: non-current .....................................................................................................25 (104)(168)
Current ...................................................................................................................$189 $163
24. TRADE RECEIVABLES AND OTHER CURRENT ASSETS
Brookfield Renewable’s trade receivables and other current assets as at December 31 are as follows: 
(MILLIONS) 20192018
Trade receivables ...................................................................................................................$580 $489
Prepaids and others ................................................................................................................143136
Other short-term receivables ...................................................................................................205144
Current portion of contract asset..............................................................................................5145
$979 $814
As at December 31, 2019, 72% (2018: 81%) of trade receivables were current. The decrease in current receivables is due to timing of settlement. Brookfield Renewable does not expect issues with collectability of these amounts. Accordingly, as at December 31, 2019 and 2018 an allowance for doubtful accounts for trade receivables was not deemed necessary. Trade receivables are generally on 30-day terms and credit limits are assigned and monitored for all counterparties. In determining the recoverability of trade receivables, management performs a risk analysis considering the type and age of the outstanding receivables and the credit worthiness of the counterparties. Management also reviews trade receivable balances on an ongoing basis. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 69
25. OTHER LONG-TERM ASSETS
The composition of Brookfield Renewable’s other long-term assets as at December 31 is presented in the following table: 
(MILLIONS) Note 20192018
Contract asset ..........................................................................................................$422 $402
Restricted cash ........................................................................................................23 104168
Other ......................................................................................................................7765
$603 $635
At December 31, 2019 and 2018, restricted cash was held primarily to satisfy lease payments and credit agreements. 
Contract assets are the result of contract amendments made during 2018 to Brookfield Renewable’s long-term power purchase agreements with Brookfield associated with generating assets in Ontario held by Great Lakes Power Limited and Mississagi Power Trust. The net impact of these changes were offset by changes to Brookfield Renewable’s long-term energy revenue agreement with Brookfield associated with several entities owned by Brookfield Renewable in the United States, however the changes resulted in a difference in timing of cash flows. As a result, the amendments were accounted  for  in  reflection  of  their  substance,  with  the  recognition  of  contract  asset  and  liability  balances  and  net financing charges to be recognized over the remainder of the term of the agreements. There are no material provisions for expected credit losses on contract assets. See Note 30 – Related party transactions, for additional details regarding Brookfield Renewable’s revenue agreements with Brookfield. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 70
26. ACCOUNTS PAYABLE AND ACCRUED LIABILITIES
Brookfield Renewable’s accounts payable and accrued liabilities as at December 31 are as follows: 
(MILLIONS) 20192018
Operating accrued liabilities ...................................................................................................$309 $324
Accounts payable ..................................................................................................................152117
Interest payable on borrowings ...............................................................................................105122
LP unitholders’ distributions, preferred limited partnership unit distributions and preferred 
dividends payable(1)............................................................................................................3330
Current portion of lease liabilities ............................................................................................21—
Other ....................................................................................................................................6753
$687 $646
(1)Includes amounts payable only to external LP unitholders. Amounts payable to Brookfield are included in due to related parties.
27. DECOMMISSIONING LIABILITIES
The following table presents the change in the decommissioning liabilities for Brookfield Renewable: 
(MILLIONS) 20192018
Balance, beginning of the year ...............................................................................................$394 $374
Acquisitions through business combinations ............................................................................3868
Reduction arising from payments/derecognition ......................................................................(8)—
Accretion .............................................................................................................................178
Changes in estimates .............................................................................................................61(30)
Foreign exchange .................................................................................................................2(26)
Balance, end of the year ........................................................................................................$504 $394
Brookfield Renewable has recorded decommissioning liabilities associated with certain power generating assets. The decommissioning retirement obligation has been established for hydroelectric, wind and solar operation sites that are expected to be restored between the years 2020 to 2137. The estimated cost of decommissioning activities is based on a third-party assessment. 
28. OTHER LONG-TERM LIABILITIES
Brookfield Renewable’s other long-term liabilities as at December 31 are comprised of the following: 
(MILLIONS) Notes 20192018
Contract liabilities .................................................................................................$562 $479
Lease liabilities .....................................................................................................379—
Pension obligations ................................................................................................32 9980
Concession payment liability ..................................................................................1215
Other ....................................................................................................................14916
$1,201 $590
Contract liabilities are the result of the amendment to the energy revenue agreement between Brookfield and several entities owned by Brookfield Renewable in the United States. See Note 25 – Other long-term assets, for additional details regarding Brookfield Renewable’s contract balances. See Note 30 – Related party transactions, for additional details regarding Brookfield Renewable’s revenue agreements with Brookfield. 
Lease liabilities are the result of implementing IFRS 16 on January 1, 2019. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 71
29. COMMITMENTS, CONTINGENCIES AND GUARANTEES
Commitments
In the course of its operations, Brookfield Renewable and its subsidiaries have entered into agreements for the use of water,  land  and  dams.  Payment  under  those  agreements  varies  with  the  amount  of  power  generated.  The  various agreements can be renewed and are extendable up to 2089. 
In the normal course of business, Brookfield Renewable will enter into capital expenditure commitments which primarily relate to contracted project costs for various growth initiatives. As at December 31, 2019, Brookfield Renewable had $36 million (2018: $71 million) of capital expenditure commitments outstanding, of which $32 million is payable in less than one year, and $4 million in two years. 
A subsidiary that is controlled by Brookfield Renewable, alongside institutional partners, entered into a commitment to invest approximately $48 million to acquire a 210 MW solar development portfolio in Brazil. The transaction is expected to close in the second quarter of 2020, subject to customary closing conditions, with Brookfield Renewable expected to hold a 25% interest. 
Contingencies
In the normal course of business, from time to time, Brookfield Renewable is involved in legal proceedings to the ownership and operations of our fleet. In this regard, TerraForm Power is subject to litigation with respect to an earn-out payment for the acquisition of development assets that SunEdison acquired from the First Wind Sellers in 2014. This claim precedes our initial investment in TerraForm Power in 2017. Additionally, TerraForm Power is subject to litigation relating to a private placement to Brookfield Renewable and affiliates completed in 2018. We cannot predict the impact of pending litigation, nor can we predict the amount of time and expense that will be required to resolve such litigation. 
Brookfield Renewable, on behalf of our subsidiaries, and the subsidiaries themselves have provided letters of credit, which include, but are not limited to, guarantees for debt service reserves, capital reserves, construction completion and performance. The activity on the issued letters of credit by Brookfield Renewable can be found in Note 15 – Borrowings. 
Brookfield Renewable, along with institutional investors, has provided letters of credit, which include, but are not limited to,  guarantees  for  debt  service  reserves,  capital  reserves,  construction  completion  and  performance  as  it  relates  to interests in the Brookfield Americas Infrastructure Fund, the Brookfield Infrastructure Fund II, Brookfield Infrastructure Fund III and Brookfield Infrastructure Fund IV. Brookfield Renewable’s subsidiaries have similarly provided letters of credit,  which  include,  but  are  not  limited  to,  guarantees  for  debt  service  reserves,  capital  reserves,  construction completion and performance. 
Letters of credit issued by Brookfield Renewable along with institutional investors and its subsidiaries were as at the following dates:  
(MILLIONS) 20192018
Brookfield Renewable along with institutional investors ..........................................................$50 $51
Brookfield Renewable's subsidiaries ......................................................................................668635
$718 $686
Guarantees
In the normal course of operations, Brookfield Renewable and its subsidiaries execute agreements that provide for indemnification and guarantees to third-parties of transactions such as business dispositions, capital project purchases, business acquisitions, and sales and purchases of assets and services, and the transfer of tax credits or renewable energy grants from tax equity partnerships. Brookfield Renewable has also agreed to indemnify its directors and certain of its officers  and  employees.  The  nature  of  substantially  all  of  the  indemnification  undertakings  prevents  Brookfield Renewable from making a reasonable estimate of the maximum potential amount that Brookfield Renewable could be required to pay third parties as the agreements do not always specify a maximum amount and the amounts are dependent upon the outcome of future contingent events, the nature and likelihood of which cannot be determined at this time. Historically,  neither  Brookfield  Renewable  nor  our  subsidiaries  have  made  material  payments  under  such indemnification agreements. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 72
30. RELATED PARTY TRANSACTIONS
Brookfield  Renewable’s  related  party  transactions  are  recorded  at  the  exchange  amount  and  are  primarily  with Brookfield. 
Brookfield Renewable and Brookfield have entered into, or amended, the following material agreements: 
Principal Agreements
Limited Partnership Agreements 
Each of the amended and restated limited partnership agreements of Brookfield Renewable and BRELP outline the key terms  of  the  partnerships,  including  provisions  relating  to  management,  protections  for  limited  partners,  capital contributions, distributions and allocation of income and losses. BRELP’s general partner is entitled to receive incentive distributions from BRELP as  a result of its ownership of the general partnership interest  in BRELP. The incentive distributions are to be calculated in increments based on the amount by which quarterly distributions on the limited partnership units of BRELP exceed specified target levels as set forth in the amended and restated partnership agreement. 
Master Services Agreement 
Brookfield Renewable entered into an agreement with Brookfield Asset Management pursuant to which Brookfield Asset Management has agreed to provide oversight of the business and provide the services of senior officers to Brookfield Renewable for a management service fee. The fee is paid on a quarterly basis and has a fixed quarterly component of $5 million and a variable component calculated as a percentage of the increase in the total capitalization value of Brookfield Renewable over an initial reference value (subject to an annual escalation by a specified inflation factor beginning on January 1, 2013). Total capitalization value as of December 31, 2019 is $18 billion, which against the initial reference value  of  $8  billion  and  factoring  in  the  annual  amount  of  $22  million  (as  adjusted  for  inflation),  resulted  in  a management service fee payment for the year ended December 31, 2019 of $135 million (2018: $94 million and 2017: $86 million). 
TERP Brookfield Master Services Agreement 
TerraForm  Power  was  party  to  a  management  agreement  (“TERP  Brookfield  Master  Services  Agreement”)  with Brookfield and certain of its affiliates, dated as of October 16, 2017. Pursuant to the TERP Brookfield Master Services Agreement, TerraForm Power paid management service costs on a quarterly basis calculated as follows: 
• For each of the first four quarters following October 16, 2017, a fixed component of $2.5 million per quarter (subject to proration for the quarter including October 16, 2017) plus 0.3125% of the market capitalization value increase for such quarter; 
• For each of the next four quarters, a fixed component of $3.0 million per quarter adjusted annually for inflation plus 0.3125% of the market capitalization value increase for such quarter; and 
• Thereafter, a fixed component of $3.75 million per quarter adjusted annually for inflation plus 0.3125% of the market capitalization value increase for such quarter. 
For purposes of calculating its management service costs, the term market capitalization value increase meant, for any quarter, the increase in value of TerraForm Power’s market capitalization for such quarter, calculated by multiplying the number of outstanding shares of TerraForm Power’s common stock as of the last trading day of such quarter by the difference between (x) the volume weighted average trading price of a share of common stock for the trading days in such quarter and (y) $9.52. If the difference between (x) and (y) in the market capitalization value increase calculation for a quarter is a negative number, then the market capitalization value increase is deemed to be zero. TerraForm Power’s management service costs have been included in Brookfield Renewable’s consolidated statement of income based on its historical records. 
The  TERP  Brookfield  Master  Services  Agreement  was  terminated  upon  the  completion  of  the  TerraForm  Power acquisition. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 73
BRELP Voting Agreement 
In  2011,  Brookfield  Renewable  entered  into  a  voting  agreement  with  Brookfield  pursuant  to  which  Brookfield Renewable, through BRPL, has a number of voting rights, including the right to direct all eligible votes in the election of the directors of BRELP’s general partner. 
Governance Agreement 
TerraForm Power was party to a governance agreement, referred to as the Governance Agreement, dated October 16, 2017 with Orion Holdings 1 L.P. ("Orion Holding"), a controlled subsidiary of Brookfield Asset Management, and any other controlled affiliate of Brookfield Asset Management (other than TerraForm Power and its controlled affiliates) that by the terms of the Governance Agreement from time to time becomes a party thereto, collectively referred to as the sponsor group. 
The Governance Agreement established certain rights and obligations of TerraForm Power and controlled affiliates of  Brookfield Asset Management that owned voting securities of TerraForm Power relating to the governance of TerraForm Power and the relationship between such affiliates of Brookfield Asset Management and TerraForm Power and its controlled affiliates. 
On June 11, 2018, Orion Holdings, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc ("NA HoldCo") and TerraForm Power entered into a Joinder Agreement pursuant to which NA HoldCo became a party to the Governance Agreement. On June 29, 2018, a second Joinder Agreement was entered into among Orion Holdings, NA HoldCo, BBHC Orion Holdco L.P. ("BBHC Orion"), a controlled subsidiary of Brookfield Asset Management, and TerraForm Power pursuant to which BBHC Orion became a party to the Governance Agreement. 
The Governance Agreement was terminated upon the completion of the TerraForm Power acquisition. 
Power Services Agreements 
Energy Marketing Internalization 
In 2018, Brookfield Renewable and Brookfield entered into an agreement (the “Power Marketing Purchase Agreement”) to internalize all energy marketing capabilities in North America into Brookfield Renewable. The Power Marketing Purchase Agreement provides for the transfer of Brookfield’s existing marketing business to Brookfield Renewable, which includes the marketing, purchasing and trading of energy and energy related products in North America, providing energy  marketing services and all  matters incidental thereto (the  “Energy Marketing Internalization”). The Energy Marketing Internalization also included the transfer of all third party power purchase agreements and, subject to certain exceptions, related party power purchase and revenue support agreements as described in further detail below. 
The Energy Marketing Internalization was completed during the third quarter of 2019. The Power Agency Agreements, Energy  Marketing Agreement  and  certain  revenue  agreements  discussed  below  were  transferred  by  Brookfield  to Brookfield Renewable in connection to the Energy Marketing Internalization. 
Power Agency Agreements 
Certain  Brookfield  Renewable  subsidiaries  entered  into  Power Agency Agreements  appointing  Brookfield  as  their exclusive agent in respect of the sale of electricity, including the procurement of transmission and other additional services. In addition, Brookfield scheduled, dispatched and arranged for transmission of the power produced and the power supplied to third-parties in accordance with prudent industry practice. Pursuant to each Agreement, Brookfield was entitled to be reimbursed for any third party costs incurred, and, in certain cases, received an additional fee for its services in connection with the sale of power and for providing the other services. 
On closing of the Energy Marketing Internalization, all Power Agency Agreements were transferred by Brookfield to Brookfield Renewable. 
Energy Marketing Agreement 
Brookfield had agreed to provide energy marketing services to Brookfield Renewable’s North American businesses. Under this Agreement, Brookfield Renewable paid an annual energy marketing fee of $18 million per year (subject to increase by a specified inflation factor beginning on January 1, 2013). See Note 9 – Direct operating costs. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 74
On closing of the Energy Marketing Internalization, the Energy Marketing Agreement was transferred from Brookfield to Brookfield Renewable. 
Revenue Agreements
Contract Amendments 
In 2018, two long-term power purchase agreements associated with the generating assets in Ontario held by Great Lakes Power Limited (“GLPL”) and Mississagi Power Trust (“MPT”), were amended. 
The amended GLPL power purchase agreement requires Brookfield to purchase the energy generated by certain facilities in Canada owned by GLPL at an average price of C$100 per MWh subject to an annual adjustment equal to a 3% fixed rate. The GLPL agreement has an initial term to 2029, and Brookfield Renewable will have an option to extend a fixed price commitment to GLPL from Brookfield through 2044 at a price of C$60 per MWh. 
The amended MPT power purchase agreement requires Brookfield to purchase the energy generated by certain facilities in Canada owned by MPT at an average price of C$127 per MWh subject to an annual adjustment equal to a 3% fixed rate. The MPT contract terminates on December 1, 2029. 
Energy Revenue Agreement 
In 2018, the energy revenue agreement between Brookfield and several entities owned by Brookfield Renewable was effectively amended. 
Brookfield will support the price that Brookfield Renewable receives for energy generated by certain facilities in the United States at a price $75 per MWh. This price is to be increased annually on January 1 until 2021 by an amount equal to 40% of the increase in the CPI during the previous calendar year, but not exceeding an increase of 3% in any calendar year. The price will be reduced by $3 per MWh per year from 2021 to 2025 and then further reduced by $5.03 per MWh in  2026. The  energy  revenue  agreement  will  terminate  in  2046  and  provides  Brookfield  the  right  to  terminate  the agreement in 2036. 
Other Revenue Agreements 
Pursuant to a 20-year power purchase agreement, Brookfield purchases all energy from several power facilities in Maine and New Hampshire held by Great Lakes Holding America (“GLHA”) at $37 per MWh. The energy rates were subject to an  annual  adjustment  equal  to  20%  of  the  increase  in  the  CPI  during  the  previous  year.  On  closing  of  the  Energy Marketing Internalization, the power purchase agreement with GLHA was transferred to Brookfield Renewable. 
Pursuant to a 20-year power purchase agreement, Brookfield purchased all energy from Lievre Power in Quebec at       C$68 per MWh. The energy rates were subject to an annual adjustment equal to the lesser of 40% of the increase in the CPI during the previous calendar year or 3%. On closing of the Energy Marketing Internalization, the power purchase agreement with Lievre Power was transferred to Brookfield Renewable. 
Pursuant to a power guarantee agreement, Brookfield purchased all energy from the two facilities of Hydro Pontiac Inc. at a price of C$68 per MWh, increased annually each calendar year beginning in 2010 by an amount equal to 40% of the increase in the CPI during the previous calendar year. This power guarantee agreement was scheduled to commence in 2019 for one facility and in 2020 for the other, upon  the expiration of existing third-party power agreements. The agreement with Brookfield had an initial term to 2029 and automatically renewed for successive 20-year period with certain termination provisions. On closing of the Energy Marketing Internalization, the power guarantee agreement with Hydro Pontiac Inc. was transferred to Brookfield Renewable. 
Pursuant to a 10-year Wind Levelization agreement that expired in February 2019, Brookfield mitigated any potential wind variation from the expected annual generation of 506 GWh with regards to the Prince Wind assets in Ontario. Any excess generation compared to the expected generation resulted in a payment from Brookfield Renewable to Brookfield, while a shortfall would result in a payment from Brookfield to Brookfield Renewable. 
Voting Agreements
Brookfield Renewable entered into voting agreements with Brookfield whereby Brookfield, as managing member of entities related to the Brookfield Americas Infrastructure Fund (the “BAIF Entities”) in which Brookfield Renewable holds investments in power generating operations with institutional investors, agreed to assign to Brookfield Renewable 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 75
their voting rights to elect the Boards of Directors of the BAIF Entities. Brookfield Renewable’s economic interests in the BAIF Entities in the United States and Brazil are 22% and 25%, respectively. 
Brookfield Renewable entered into voting agreements with certain Brookfield subsidiaries whereby these subsidiaries, as managing members of entities related to Brookfield Infrastructure Fund II (the “BIF II Entities”) in which Brookfield Renewable holds investments in power generating operations with institutional investors, agreed to provide to Brookfield Renewable the authority to direct the election of the Boards of Directors of the BIF II Entities. Brookfield Renewable’s economic interests in the BIF II Entities are between 40% and 50.1%. 
Except as set out below in respect to TerraForm Power and Isagen, Brookfield Renewable entered into voting agreements with certain Brookfield subsidiaries as managing members of entities related to Brookfield Infrastructure Fund III (the “BIF III Entities”) in which Brookfield Renewable holds investments in power generating operations with institutional investors, Brookfield agreed to provide to Brookfield Renewable the authority to direct the election of the Boards of Directors of the BIF III Entities. Brookfield Renewable’s economic interests in the BIF III Entities are between 24% and 31%. 
Brookfield Renewable holds its interest in its Colombian operations as part of a consortium. The consortium in turn holds its interest in Isagen through an entity (“Hydro Holdings”) which is entitled to appoint a majority of the board of directors  of  Isagen. The  general  partner  of  Hydro  Holdings  is  a  controlled  subsidiary  of  Brookfield Renewable. Brookfield Renewable is entitled to appoint a majority of Hydro Holdings’ board of directors, provided that Brookfield Asset Management and its subsidiaries (including Brookfield Renewable) collectively are (i) the largest holder of Hydro Holdings’ limited partnership interests, and (ii) hold over 30% of Hydro Holdings’ limited partnership interests (the “Ownership Test”). Brookfield Asset Management and its subsidiaries currently meet the Ownership Test. 
Simultaneously with the completion of the TerraForm Power acquisition, Brookfield Renewable entered into voting agreements  with  a  controlled  affiliate  of  Brookfield  to  transfer  the  power  to  vote  their  respective  shares  held  of TerraForm Power to Brookfield Renewable. As a result, Brookfield Renewable controls and consolidates TerraForm Power. 
Brookfield Renewable entered into voting agreements with certain Brookfield subsidiaries whereby these subsidiaries, as managing members of entities related to Brookfield Infrastructure Fund IV (the “BIF IV Entities”) in which Brookfield Renewable holds investments in power generating operations with institutional investors, agreed to provide to Brookfield Renewable the authority to direct the election of the Boards of Directors of the BIF IV Entities. Brookfield Renewable’s economic interests in the BIF IV Entities is 25%. 
Other Agreements
Sponsor Line Agreement 
TerraForm  Power  entered  into  the  Sponsor  Line  with  Brookfield Asset  Management  and  one  of  its  affiliates  (the “Lenders”) on October 16, 2017. The Sponsor Line establishes a $500 million secured revolving credit facility and provides for the Lenders to commit to making LIBOR loans to Brookfield Renewable during a period not to exceed three years from the effective date of the Sponsor Line (subject to acceleration for certain specified events). TerraForm Power may  only  use  the  revolving  Sponsor  Line  to  fund  all  or  a  portion  of  certain  funded  acquisitions  or  growth  capital expenditures. The Sponsor Line terminates, and all obligations thereunder become payable, no later than October 16, 2022.  Borrowings  under  the  Sponsor  Line  bear  interest  at  a  rate  per  annum  equal  to  a LIBOR  rate  determined  by reference to the costs of funds for U.S. dollar deposits for the interest period relevant to such borrowing adjusted for certain additional costs, in each case plus 3% per annum. In addition to paying interest on outstanding principal under the Sponsor Line, Brookfield Renewable is required to pay a standby fee of 0.5% per annum in respect of the unutilized commitments thereunder, payable quarterly in arrears. 
TerraForm  Power  is  permitted  to  voluntarily  reduce  the  unutilized  portion  of  the  commitment  amount  and  repay outstanding loans under the Sponsor Line at any time without premium or penalty, other than customary “breakage” costs. Under certain circumstances,TerraForm Power may be required to prepay amounts outstanding under the Sponsor Line. 
During the year ended December 31, 2018, TerraForm Power made two draws on the Sponsor Line totaling $86 million that were used to fund part of the purchase price of the acquisition of Saeta and repaid such amounts in full. As of December 31, 2019, and December 31, 2018, respectively, there were no amounts drawn under the Sponsor Line. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 76
The sponsor line was terminated upon the completion of the TerraForm Power acquisition. 
TERP Relationship Agreement 
TerraForm Power entered into a relationship agreement, referred to as the TERP Relationship Agreement, dated October 16, 2017 with Brookfield Asset Management, which governed certain aspects of the relationship between Brookfield Asset Management and TerraForm Power. Pursuant to the TERP Relationship Agreement, Brookfield Asset Management agreed that TerraForm Power will serve as the primary vehicle through which Brookfield Asset Management and certain of its affiliates will own operating wind and solar assets in North America and Western Europe and that Brookfield Asset Management will provide, subject to certain terms and conditions, TerraForm Power with a right of first offer on certain operating wind and solar assets that are located in such countries and developed by persons sponsored by or under the control of Brookfield Asset Management. The rights of TerraForm Power under the TERP Relationship Agreement are subject to certain exceptions and consent rights set out therein. 
TerraForm Power did not acquire any renewable energy facilities pursuant to the TERP Relationship Agreement from Brookfield Asset Management during the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 and during the three months ended March 31, 2020 and 2019. 
The TERP Relationship Agreement was terminated upon the completion of the TerraForm Power acquisition. 
TERP Registration Rights Agreement 
TerraForm Power entered into a registration rights agreement, referred to as the TERP Registration Rights Agreement, on October 16, 2017 with Orion Holdings. The TERP Registration Rights Agreement governed the rights and obligations of TerraForm Power, on the one hand, and Brookfield Asset Management and its affiliates, on the other hand, with respect to the registration for resale of all or a part of the TERP common stock held by Brookfield Asset Management or any of its affiliates that become party to the TERP Registration Rights Agreement. 
On June 11, 2018, Orion Holdings, NA HoldCo and TerraForm Power entered into a Joinder Agreement pursuant to which NA HoldCo became a party to the TERP Registration Rights Agreement. On June 29, 2018, a second Joinder Agreement was entered into among Orion Holdings, NA HoldCo, BBHC Orion and TerraForm Power pursuant to which BBHC Orion became a party to the TERP Registration Rights Agreement. 
The TERP Registration Rights Agreement was terminated upon the completion of the TerraForm Power acquisition. 
New Terra LLC Agreement 
TerraForm Power and BRE Delaware Inc. entered into an amended and restated limited liability company agreement of TerraForm Power, LLC, referred to as the New Terra LLC Agreement, dated October 16, 2017. The New Terra LLC Agreement, among other things, reset the incentive distribution right, or IDR, thresholds of TerraForm Power, LLC to establish a first distribution threshold of $0.93 per share of TERP common stock and a second distribution threshold of $1.05  per  share  of TERP  common  stock. As  a  result  of  the  New Terra  LLC Agreement,  amounts  distributed  from TerraForm Power, LLC were to be distributed on a quarterly basis as follows: 
• first, to TerraForm Power in an amount equal to TerraForm Power’s outlays and expenses for such quarter;
• second, to holders of TerraForm Power, LLC Class A units, referred to as Class A units, until an amount has been distributed to such holders of Class A units that would result, after taking account of 
• all taxes payable by TerraForm Power in respect of the taxable income attributable to such distribution, in a distribution to holders of shares of TERP common stock of $0.93 per share (subject to further adjustment for distributions, combinations or subdivisions of shares of TERP common stock) if such amount were distributed to all holders of shares of TERP common stock;
• third, 15% to the holders of the IDRs pro rata and 85% to the holders of Class A units until a further amount has been distributed to holders of Class A units in such quarter that would result, after taking account of all taxes payable by TerraForm Power in respect of the taxable income attributable to such distribution, in a distribution to holders of shares of TERP common stock of an additional $0.12 per share (subject to further adjustment for distributions, combinations or subdivisions of shares of TERP common stock) if such amount were distributed to all holders of shares of TERP common stock; and
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 77
• thereafter, 75% to holders of Class A units pro rata and 25% to holders of the IDRs pro rata.  
TerraForm Power made no IDR payments during the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. 
The New Terra LLC Agreement was amended upon the completion of the TERP acquisition to remove TerraForm Power, LLC’s obligations to make IDR payments. 
Other Agreements 
In 2011, on formation of Brookfield Renewable, Brookfield transferred certain development projects to Brookfield Renewable for no upfront consideration but is entitled to receive variable consideration on commercial operation or sale of these projects. 
The following table reflects the related party agreements and transactions in the consolidated statements of income, for the years ended December 31: 
(MILLIONS) 201920182017
Revenues 
Power purchase and revenue agreements .........................................................$558 $534 $601
Wind levelization agreement ..........................................................................176
$559 $541 $607
Direct operating costs 
Energy purchases ..........................................................................................$(22) $(20) $(13)
Energy marketing fee.....................................................................................(20)(24)(24)
Insurance services(1) ......................................................................................(23)(25)(19)
$(65) $(69) $(56)
Interest expense 
Borrowings................................................................................................$(7) $(13) $—
Contract balance accretion .............................................................................(8)——
$(15) $(13) $—
Management service costs .............................................................................$(135) $(94) $(86)
(1)Insurance services are paid to a subsidiary of Brookfield Asset Management that brokers external insurance providers on behalf of Brookfield Renewable. The fees paid to the subsidiary of Brookfield Asset Management for the year ended December 31, 2019 were $1 million (2018: less than $1 million)
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 78
The following table reflects the impact of the related party agreements and transactions on the consolidated statements of financial position as at December 31: 
(MILLIONS) Related party 20192018
Current assets 
Contract asset Brookfield ............................................................. $51 $45
Due from related parties 
Amounts due from Brookfield .............................................................4855
Equity-accounted investments and other...................1210
$111 $110
Non-current assets 
Contract asset Brookfield ............................................................. $422 $402
Current liabilities 
Due to related parties 
Amount due to Brookfield ............................................................. $93 $63
Equity-accounted investments and other...................1011
Accrued distributions payable on 
LP units and Redeemable/Exchangeable 
partnership units Brookfield .............................................................3635
$139 $109
Non-current liabilities 
Contract liability Brookfield ............................................................. $562 $479
Current assets
Amounts due from Brookfield are non-interest bearing, unsecured and due on demand. 
Current liabilities
Amounts due to Brookfield are unsecured, payable on demand and relate to recurring transactions. 
31. SUPPLEMENTAL INFORMATION
The net change in working capital balances for the year ended December 31 shown in the consolidated statements of cash flows is comprised of the following: 
(MILLIONS) 201920182017
Trade receivables and other current assets ........................................................$(66) $(122) $(35)
Accounts payable and accrued liabilities ..........................................................17(18)(45)
Other assets and liabilities ..............................................................................(4)46(9)
Settlement of TerraForm Power special distribution ..........................................——(285)
$(53) $(94) $(374)
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 79
32. PENSION AND EMPLOYEE FUTURE BENEFITS
Brookfield Renewable offers a number of pension plans to its employees, as well as certain health care, dental care, life insurance and other benefits to certain retired employees pursuant to Brookfield Renewable’s policy. The plans are funded by contributions from Brookfield Renewable and from plan members. Pension benefits are based on length of service and final average earnings and some plans are indexed for inflation after retirement. The pension plans relating to employees of Brookfield Renewable have been included in the consolidated financial statements. 
The Brookfield Renewable Pension Governance Committee (BRGC) is responsible for the implementation of strategic decisions and monitoring of the administration of Brookfield Renewable’s defined benefit pension plans. Specifically, the  BRGC  will  establish  the  investment  strategies,  approve  the  funding  policies  as  well  as  assess  that  Brookfield Renewable has complied with all applicable law, fiduciary, reporting and disclosure requirements. 
Actuarial  valuations  for  Brookfield  Renewable’s  pension  plans  are  required as  per  governing  provincial  or  federal regulations. For the United States registered plans, actuarial valuations are required annually. For the Canadian registered plans, actuarial valuations are required on a triennial basis if the funding level of the plan is above a certain threshold. Currently, all Canadian plans are on a triennial schedule. In the Colombian business, there are obligations for pension plans  and  other  employee  benefits. Actuarial  valuations  on  these  obligations  are  performed  annually  by  qualified, independent actuaries. 
The dates of the most recent actuarial valuations for Brookfield Renewable’s pension and non-pension benefit plans range from January 2016 to January 2018. Brookfield Renewable measures its accrued benefit obligations and the fair value of plan assets for accounting purposes as at December 31 of each year. 
The benefit liabilities represent the amount of pension and other employee future benefits that Brookfield Renewable’s employees and retirees have earned at year-end. The benefit obligation under these plans is determined through periodic actuarial reports which were based on the assumptions indicated in the following table. 
Actuarial assumptions as at December 31: 
2019 2018 2017 
Defined benefitNon-pension Defined benefitNon-pension benefit plans Defined benefitNon-pension benefit plans 
(%) pension plans benefit plans pension plans pension plans 
Discount rate..................1.8% - 6.9%3.2% - 7.2%2.5% - 7.2%3.9% - 7.4%2.4% - 7.3%3.7% - 7.1%
Rate of price inflation.......1.5% - 3.5%N/A 1.5% - 3.5%N/A 1.5% - 3.5%N/A 
Rate of compensation 
increases....................2.5% - 4.0%2.5% - 4.0%2.5% - 4.0%2.5% - 4.0%2.5% - 4.0%2.5% - 4.0%
Health care trend rate(1)....N/A 4.5% - 6.9%N/A 5.3% - 6.9%N/A 5.3% - 6.9%
(1) Assumed immediate trend rate at year-end.
Plan obligations and the annual pension expense are determined on an actuarial basis and are affected by numerous assumptions and estimates including the market value of plan assets, discount rates, rate of compensation increases and other assumptions. The discount rate, rate of price inflation and inflation-linked assumptions and health care cost trend rate are the assumptions that generally have the most significant impact on the benefit obligations. 
The discount rate for benefit obligation purposes is determined, as far as possible, by reference to market yields on high quality corporate bonds. In Colombia, such market for bonds does not exist. Accordingly, the discount rate is determined by reference to yields on government bonds. Rate of compensation increases reflect the best estimate of merit increases to be provided, consistent with assumed inflation rates. 
A 50 basis point change in the assumptions mentioned before, used for the calculation of the benefit obligations as at December 31, 2019, would result in the following increase (decrease) of the benefit obligations: 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 80
Defined benefitNon-pensionbenefit plans
(MILLIONS)  pension plans
Discount rate 
50 basis point increase .....................................................................................................$(12) $(4)
50 basis point decrease ....................................................................................................145
Rate of price inflation and inflation-linked assumptions 
50 basis point increase .....................................................................................................5N/A
50 basis point decrease ....................................................................................................(4)N/A
Health care cost trend rate 
50 basis point increase .....................................................................................................N/A4
50 basis point decrease ....................................................................................................N/A(3)
The sensitivity analysis presented above may not be representative of the actual change in the defined benefit obligation as it is unlikely that the change in assumptions would occur in isolation of one another as some of the assumptions may be correlated. 
The pension expense recognized in the consolidated statements of income and consolidated statements of comprehensive income for the year ended December 31: 
2019 2018 2017 
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionbenefit plansDefined benefitNon-pensionbenefit plans
(MILLIONS) pension plansbenefit planspension planspension plans
Current service costs........................$3 $1 $3 $2 $3 $1
Past service costs (recovery)...............————(1)—
Interest expense..............................232323
Administrative expenses...................1—1—1—
Recognized in consolidated statement 
of income ..................................646554
Remeasurement of the net defined 
benefit liability: 
Return on plan assets.......................(15)—5—(8)—
Actuarial changes arising from 
changes in demographic assumptions
...............................1—(1)—1(2)
Actuarial changes arising from 
changes in financial assumptions.....253(9)(4)73
Experience adjustments.....................——1(1)—1
Recognized in consolidated statement 
of comprehensive income..............113(4)(5)—2
Total............................................$17 $7 $2 $— $5 $6
The  amounts  included  in  the  consolidated  statements  of  financial  position  arising  from  Brookfield  Renewable’s obligations in respect of its defined benefit plans are as follows: 
2019 2018 2017 
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionbenefit plansDefined benefitNon-pensionbenefit plans
(MILLIONS) pension plansbenefit planspension planspension plans
Present value of defined benefit 
obligation..........................$188 $58 $157 $53 $172 $57
Fair value of plan assets............(143)(4)(126)(4)(135)(5)
Net liability............................$45 $54 $31 $49 $37 $52
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 81
Defined benefit obligations
The movement of the defined benefit obligation for the year ended December 31 is as follows: 
2019 2018 2017 
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionbenefit plansDefined benefitNon-pensionbenefit plans
(MILLIONS) pension plansbenefit planspension planspension plans
Balance, beginning of year...................$157 $53 $172 $57 $158 $53
Current service cost...........................313231
Past service (recovery) cost..................————(1)—
Interest expense................................737373
Remeasurement losses (gains) 
Actuarial changes arising from 
changes in demographic assumptions1—(1)—1(2)
................................
Actuarial changes arising from 
changes in financial assumptions........253(9)(4)73
Experience adjustments.......................——1(1)—1
Benefits paid ....................................(8)(2)(9)(2)(7)(2)
Exchange differences.........................3—(7)(2)4—
Balance, end of year...........................$188 $58 $157 $53 $172 $57
Expected employer’s contributions to the defined benefit plans for the year ended December 31, 2020 are $12 million. 
Fair value of plan assets
The movement in the fair value of plan assets for the year ended December 31 is as follows: 
2019 2018 2017 
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionbenefit plansDefined benefitNon-pensionbenefit plans
(MILLIONS) pension plansbenefit planspension planspension plans
Balance, beginning of year.................$126 $4 $135 $5 $119 $5
Interest income...............................5—5—5—
Return on plan assets........................15—(5)(1)8—
Employer contributions.....................225252
Business combination.......................——————
Benefits paid ..................................(8)(2)(9)(2)(7)(2)
Exchange differences.......................3—(5)—5—
Balance, end of year.........................$143 $4 $126 $4 $135 $5
The composition of plan assets as at December 31 are as follows: 
20192018
Asset category: 
Cash and cash equivalents .....................................................................................................2%2%
Equity securities ..................................................................................................................52%47%
Debt securities .....................................................................................................................46%51%
100%100%
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 82
33. SUBSIDIARY PUBLIC ISSUERS
The following tables provide consolidated summary financial information for Brookfield Renewable, BRP Equity, and Finco: 
Brookfield
BrookfieldBRPHoldingOther HoldingConsolidatingRenewable 
Renewable(1)EquityFincoEntities(1)(2)Subsidiaries(1)(3)adjustments(4)consolidated
(MILLIONS) 
As at December 31, 2019: 
Current assets..............................$32 $408 $ 1,832 $133 $3,776 $(4,161) $2,020
Long-term assets..........................5,428251225,06844,459(31,032)44,176
Current liabilities.........................407243,9182,597(4,163)2,423
Long-term liabilities.....................——1,80130021,851(659)23,293
Participating non-controlling 
interests - in operating subsidiaries
..............................————11,086—11,086
Participating non-controlling 
interests - in a holding subsidiary - Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield
............———3,317——3,317
Preferred equity...........................—597————597
Preferred limited partners' equity..833——844—(844)833
As at December 31, 2018: 
Current assets................................$32 $389 $ 1,631 $93 $4,136 $(3,823) $2,458
Long-term assets............................5,208239124,07841,341(29,817)41,050
Current liabilities...........................386213,0963,345(3,823)2,683
Long-term liabilities.......................——1,60779819,660(642)21,423
Participating non-controlling 
interests - in operating subsidiaries
...............................————10,289—10,289
Participating non-controlling 
interests - in a holding subsidiary - Redeemable\Exchangeable units held by Brookfield
......................———3,266——3,266
Preferred equity.............................—568————568
Preferred limited partners' equity......707——718—(718)707
(1)Includes investments in subsidiaries under the equity method.
(2)Includes BRELP, BRP Bermuda Holdings I Limited, Brookfield BRP Holdings (Canada) Inc., Brookfield BRP Europe Holdings Limited and Brookfield Renewable Investments Limited, together the “Holding Entities”.
(3)Includes subsidiaries of Brookfield Renewable, other than BRP Equity, Finco and the Holding Entities.
(4)Includes elimination of intercompany transactions and balances necessary to present Brookfield Renewable on a consolidated basis.
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 83
Brookfield
Brookfield BRPHolding Other Holding Consolidating Renewable 
Renewable(1)EquityFincoEntities(1)(2)Subsidiaries(1)(3)adjustments(4)consolidated
(MILLIONS) 
For the year ended December 31, 2019 
Revenues .........................................$— $— $— $2 $3,970 $(1) $3,971
Net income (loss)..............................10—(4)(156)1,997(1,767)80
For the year ended December 31, 2018 
Revenues ..........................................$— $— $— $— $3,798 $(1) $3,797
Net income (loss)...............................627(1)(25)1,485(945)583
For the year ended December 31, 2017 
Revenues ..........................................$— $— $— $— $2,772 $— $2,772
Net income (loss)...............................(4)10(1)(435)584(150)4
(1)Includes investments in subsidiaries under the equity method.
(2)Includes the Holding Entities.
(3)Includes subsidiaries of Brookfield Renewable, other than BRP Equity, Finco, and the Holding Entities.
(4)Includes elimination of intercompany transactions and balances necessary to present Brookfield Renewable on a consolidated basis.
See Note 15 – Borrowings for additional details regarding the medium term corporate notes issued by Finco. See Note 16 – Non-controlling interests for additional details regarding Class A Preference Shares issued by BRP Equity. 
34. SUBSEQUENT EVENTS
In  February  2020,  Brookfield  Renewable,  through  its  subsidiary TerraForm  Power,  completed  the  acquisition  of  a portfolio of two concentrated solar power facilities located in Spain with combined nameplate capacity of approximately 100 MW for a total purchase price of approximately €117 million (approximately $128 million as of the date of the acquisition). These facilities are regulated under the Spanish framework for renewable power, with approximately 19 years of remaining regulatory life. 
In February 2020, Brookfield Renewable issued 8,000,000 Series 17 Preferred Units at a price of $25 per unit for gross proceeds of $200 million. The holders of the Series 17 Preferred Units are entitled to receive a cumulative quarterly fixed distribution yielding 5.25%. 
In March 2020, Brookfield Renewable, together with institutional partners, completed the acquisition of 278 MW of development solar assets in Brazil and 47 MW of operating solar assets in India, with Brookfield Renewable holding a 25% interest in both projects. 
In March 2020, Brookfield Renewable, together with institutional partners, completed the sale of a 39 MW portfolio of solar assets in Thailand for total proceeds of $94 million. Brookfield Renewable held a 31% interest in the portfolio. 
In June 2020, affiliates of Brookfield Asset Management completed a secondary offering of 10,236,000 LP units at a price of $48.85 per LP unit, for gross proceeds of $500 million. Brookfield Renewable did not sell LP units in the offering and did not receive any proceeds from the offering. 
In August 2020, Brookfield Renewable completed an issuance of C$425 million ($319 million) Series 14 medium term notes. The medium term notes have a fixed interest rate of 3.33% and a maturity date of August 2050. The series 14 medium term notes are corporate-level green bonds. 
In September 2020, Brookfield Renewable repaid C$400 million ($304 million) of Series 8 medium term notes prior to maturity. 
In September 2020, Brookfield Renewable, together with institutional partners, completed the sale of a 33 MW portfolio of solar assets in South Africa for total proceeds of $25 million. Brookfield  Renewable  held a 31% interest in the portfolio. 
In October 2020, Brookfield Renewable, through its subsidiary TerraForm Power, completed the sale of a gross 40% equity interest in an 852 MW wind portfolio in the United State for total proceeds of $264 million ($178 million net to Brookfield Renewable). 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 84
In October 2020, Brookfield Renewable executed the sale of a 47 MW wind portfolio in Ireland for proceeds of $140 million ($55 million net to Brookfield Renewable). Brookfield Renewable holds a 39% economic interest and 100% voting interest in the Irish wind portfolio. 
In October 2020, Brookfield Renewable, together with institutional partners, completed the acquisition of a 1,200 MW solar development portfolio in Brazil for approximately $46 million, which are targeted for commercial operations in early 2023. Brookfield Renewable holds a 25% economic interest. 
In October 2020, Brookfield Renewable, alongside institutional partners, acquired a portfolio of loans secured by almost 2,500 MW of operating assets from one of the largest non-banking financial companies in India for approximately $200 million. Brookfield Renewable holds a 25% economic interest. 
In October 2020, Brookfield Renewable, alongside institutional partners, funded the final C$400 million tranche of the C$750 million convertible securities Brookfield Renewable agreed to invest in TransAlta Corporation at the beginning of 2019. Brookfield Renewable holds a 25% economic interest. 
In October 2020, affiliates of Brookfield Asset Management completed a secondary offering of 4,663,250 exchangeable shares at a price of C$80.20 ($60.06) per exchangeable share, for gross proceeds of C$374 million ($285 million). Brookfield Renewable did not sell exchangeable shares in the offering and will not receive any of the proceeds from the offering. After giving effect to the secondary offering, Brookfield Asset Management owns, directly and indirectly, 215,367,457 LP units, Redeemable/Exchangeable partnership units, and exchangeable shares representing approximately 50.4%  of  Brookfield  Renewable  on  a  fully-exchanged  basis  (assuming  the  exchange  of  all  of  the  outstanding Redeemable/Exchangeable partnership units and exchangeable shares) with the remaining approximately 49.6% held by public investors. 
In November 2020, Brookfield Renewable completed the buyout of the lease on its 192 MW hydroelectric facility in Louisiana for $560 million ($420 million net to Brookfield Renewable). 
In November 2020, Brookfield Renewable announced a three-for-two split of Brookfield Renewable’s outstanding LP units and of BEPC’s outstanding shares. 
Given  the  ongoing  and  dynamic  nature  of  the  circumstances  surrounding  COVID-19,  it  is  difficult  to  predict  how significant the impact of COVID-19, including any responses to it,  will be on the global economy and Brookfield Renewable or for how long any disruptions are likely to continue. The extent of such impact will depend on future developments, which are highly uncertain, rapidly evolving and difficult to predict, including new information which may emerge concerning the severity of COVID-19 and additional actions which may be taken to contain COVID-19. Such  developments  could  have  an  adverse  effect  on  our  assets,  liabilities,  business,  financial  condition,  results  of operations and cash flow. 
Formation of BEPC and Acquisition of TerraForm Power 
On  July  29,  2020,  Brookfield  Renewable  contributed  its  renewable  power  assets  in  the  United  States,  Brazil  and Colombia (excluding a 10% interest in certain Brazilian and Colombian operations, which continues to be held indirectly by  Brookfield  Renewable)  to  BEPC.  On  July  30,  2020,  Brookfield  Renewable  completed  the  special  distribution whereby unitholders of record as of July 27, 2020 (the “Record Date”) received one exchangeable share for every four LP units held. Immediately prior to the special distribution, Brookfield Renewable received exchangeable shares through a distribution by BRELP (the "BRELP distribution") of the exchangeable shares to all of its unitholders. As a result of the BRELP Distribution, (i) Brookfield and its subsidiaries received approximately 33.1 million exchangeable shares and (ii) Brookfield Renewable received approximately 44.7 million exchangeable shares, which it subsequently distributed to unitholders pursuant to the special distribution. Upon completion of the special distribution, (i) public holders of LP units held approximately 42.8% of the issued and outstanding exchangeable shares (ii) Brookfield and its affiliates held approximately 57.2% of the issued and outstanding exchangeable shares, and (iii) a subsidiary of Brookfield Renewable owned all of the issued and outstanding class B multiple voting shares, or class B shares, which represent a 75.0% voting interest in BEPC, and all of the issued and outstanding class C non-voting shares, or class C shares, of BEPC, which entitle Brookfield Renewable to the residual  value in BEPC after payment in full of the amount due to holders of exchangeable shares and class B shares. Brookfield Renewable directly and indirectly controlled BEPC prior to the special distribution and continues to control BEPC subsequent to the special distribution through its interests in BEPC. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 85
The exchangeable shares are listed on the New York Stock Exchange and the Toronto Stock Exchange under the symbol “BEPC”. 
The thresholds used for the calculation of incentive distribution rights that Brookfield is entitled to as the owner of the 1%  GP  interest  in  BRELP  were  reduced  on  the  completion  of  the  special  distribution  to  give  effect  to  the  special distribution, to $0.300 and $0.338, respectively. 
On July 31, 2020, Brookfield Renewable completed the acquisition of TerraForm Power, Inc. ("TerraForm Power") pursuant to which Brookfield Renewable acquired all of the Class A common stock of TerraForm Power not owned by Brookfield Renewable or its affiliates (“public TerraForm Power shares”), representing a 38% interest in TerraForm Power  (the  “TerraForm  Power  acquisition”).  Pursuant  to  the  TerraForm  Power  acquisition,  each  holder  of  public TerraForm Power shares received 0.47625 of an exchangeable share of BEPC or of a partnership unit for each public TerraForm  Power  share  held  by  such  holder.  The  TerraForm  Power  acquisition  was  completed  in  exchange  for 37,035,241 exchangeable shares and 4,034,469 LP units. After giving effect to the special distribution and the TerraForm Power acquisition, Brookfield and its affiliates, including Brookfield Renewable, through its ownership of exchangeable shares  and  class  B  shares,  holds  an  approximate  84.7%  voting  interest  in  BEPC.  Holders  of  exchangeable  shares, excluding Brookfield and its affiliates and Brookfield Renewable, hold an approximate 15.3% aggregate voting interest in BEPC. 
Concurrently  with  the  TerraForm  Power  acquisition,  Brookfield  Renewable  entered  into  a  voting  agreement  with Brookfield whereby Brookfield agreed to provide Brookfield Renewable with a number of voting rights, including the authority to direct the election of the Boards of Directors of the Brookfield entity that owns shares in TerraForm Power. As a result, Brookfield Renewable controls and consolidates TerraForm Power from an accounting point of view. 
Following the closing of the TerraForm Power acquisition, Brookfield owned, directly and indirectly, 220,030,707 LP units and Redeemable/Exchangeable partnership units and exchangeable shares, representing approximately 51.5% of Brookfield  Renewable  on  a  fully-exchanged  basis  (assuming  the  exchange  of  all  of  the  outstanding Redeemable/Exchangeable partnership units and exchangeable shares) and the remaining approximately 48.5% was held by public investors. The percentages assume that all of the outstanding Redeemable/Exchangeable partnership units of BRELP  and  exchangeable  shares  are  exchanged  for  LP  units  (on  a  one-for-one  basis). After  giving  effect  to  the secondary  offering,  Brookfield  Asset  Management  owns,  directly  and  indirectly,  215,367,457  LP  units, Redeemable/Exchangeable partnership units, and exchangeable shares representing approximately 50.4% of Brookfield Renewable on a fully-exchanged basis (assuming the exchange of all of the outstanding Redeemable/Exchangeable partnership units and exchangeable shares) with the remaining approximately 49.6% held by public investors. 
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 86
Brookfield Renewable Partners L.P. Consolidated Financial Statements and Notes December 31, 2019
Page 87