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Published: 2020-02-28
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MANAGEMENT’S RESPONSIBILITY
Management’s Responsibility for Financial Statements
The  accompanying  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  by  Brookfield  Renewable  Partners  L.P. (“Brookfield Renewable”) management which is responsible for their integrity, consistency, objectivity and reliability. To fulfill this responsibility, Brookfield Renewable maintains policies, procedures and systems of internal control to ensure that its reporting practices and accounting and administrative procedures are appropriate to provide a high degree of assurance that relevant and reliable financial information is produced and assets are safeguarded. These controls include the careful selection and training of employees, the establishment of well-defined areas of responsibility and accountability for performance, and the communication of policies and the code of conduct throughout the company.
These  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  in  conformity  with  International  Financial  Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board and, where appropriate, reflect estimates based on management’s judgment. 
Ernst & Young LLP, the Independent Registered Public Accountants appointed by the directors of the general partner of Brookfield Renewable, have audited the consolidated financial statements in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) to enable them to express to the partners their opinion on  the  consolidated  financial  statements. Their  report  outlines  the  scope  of  their  examination  and  opinion  on  the consolidated financial statements.
The consolidated financial statements have been further reviewed and approved by the Board of Directors of the general partner of Brookfield Renewable acting through its Audit Committee, which is comprised of directors who are not officers or employees of Brookfield Renewable. The Audit Committee, which meets with the auditors and management to review the activities of each and reports to the Board of Directors, oversees management’s responsibilities for the financial reporting and internal control systems. The auditors have full and direct access to the Audit Committee and meet periodically with the committee both with and without management present to discuss their audit and related findings.
Sachin ShahWyatt Hartley
Chief Executive OfficerChief Financial Officer
February 28, 2020
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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.
Report on internal control over financial reporting
We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (“PCAOB”), Brookfield Renewable’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019, based on criteria established in Internal Control- Integrated Framework issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“2013 framework”) and our report dated February 28, 2020 expressed an unqualified opinion thereon.
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 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 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. 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 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 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.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Revaluation of power generating assets
Description of theThe Partnership measures power generating assets (classified as property, plant and equipment) 
Matterusing the revaluation method under IAS 16, Property, Plant and Equipment. As at December 31, 
2019, Property, plant and equipment on the balance sheet totaled $30,714 million. Revaluations 
of property, plant and equipment recognized on the statement of other comprehensive income 
totaled $1,971 million and on the statement of profit or loss totaled $18 million for 2019. As 
discussed in Note 1(h), 1(q)(i) and 1(r)(iii) and 13 - 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 WeWe obtained an understanding, evaluated the design and tested the operating effectiveness of 
Addressed thecontrols over management’s processes in determining the fair value of power generating assets. 
Matter in OurWe tested controls over management’s review of the valuation models, including the controls 
Auditover 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 sample, we also performed a sensitivity 
analysis over the significant assumptions 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.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Significant acquisitions
Description of theDuring 2019, the Partnership completed the acquisition of the China Wind facility and the India 
MatterWind facility, for total consideration of $239 million. As described in Note 1(n) and 3, acquisitions 
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  rate,  anticipated  long-term  average  generation  and 
estimated operating and capital expenditures. 
How We We obtained an understanding, evaluated the design and tested the operating effectiveness of 
Addressedcontrols over the acquisition process. This included controls over the review of the purchase price 
the Matter in allocation, and specifically management’s review and approval of significant assumptions used 
Our Auditto 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 significant assumptions discussed above for each power generating asset acquired. 
When  evaluating  the  fair  value  of  the  acquired  power  generating  assets,  we  evaluated  the 
Partnership’s valuation methodology and 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. We assessed 
the anticipated long-term average generation through corroboration with third party engineering 
reports  and  comparison  to  industry  benchmarks. We  evaluated  the  discount  rates  and  future 
electricity prices by reference to market benchmark rates and forecasts specific to the region. We 
compared the estimated operating and capital expenditures with third party engineering reports. 
We also obtained and reviewed all supporting documentation and agreements pertaining to the 
significant acquisitions. Our procedures to evaluate the significant assumptions also included 
consideration  of  local  market  fundamentals,  laws  and  regulations,  which  we  compared  to 
management’s analysis of the significant assumptions utilized in the determination of the fair 
value of the power generating assets.
We have served as Brookfield Renewable’s auditor since 2011. 
Toronto, CanadaFebruary 28, 2020
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING
MANAGEMENT’S REPORT ON INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING
Management of Brookfield Renewable Partners L.P. (“Brookfield Renewable”) is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting. Internal control over financial reporting is a process designed by, or under the supervision of, the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer and effected by the Board of Directors, management and other personnel to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board as defined in Regulation 240.13a–15(f) or 240.15d–15(f).
Management  assessed  the  effectiveness  of  Brookfield  Renewable’s  internal  control  over  financial  reporting  as  of December 31, 2019, based on the criteria set forth in Internal Control – Integrated Framework  issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Based on this assessment, management concludes that, as of December 31, 2019, Brookfield Renewable’s internal control over financial reporting is effective. Management excluded from its design and assessment of the internal controls of investments acquired in 2019, which include the 210 MW wind portfolio in India and the 200 MW wind portfolio in China, whose total assets and net assets on a combined basis constitute approximately 2% and 1%, respectively, of the consolidated financial statement amounts as of December 31, 2019 and 1% and 1% of revenues and net income, respectively, for the year then ended. 
Brookfield Renewable’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019, has been audited by Ernst &  Young  LLP,  the  Independent  Registered  Public  Accounting  Firm,  who  also  audited  Brookfield  Renewable’s consolidated  financial  statements  for  the  year  ended  December  31,  2019. As  stated  in  the  Report  of  Independent Registered Public Accounting Firm, Ernst & Young LLP expressed an unqualified opinion on the effectiveness of Brookfield Renewable’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019.
Sachin ShahWyatt Hartley
Chief Executive OfficerChief Financial Officer
February 28, 2020
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 Internal Control over Financial Reporting
We  have  audited  Brookfield  Renewable  Partners  L.P.  (“Brookfield  Renewable”)’s  internal  control  over  financial reporting as of December 31, 2019, based on criteria established in Internal Control-Integrated Framework issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission “(2013 framework)” (the “COSO criteria”). In our opinion, Brookfield Renewable maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of December 31, 2019, based on the COSO criteria.
As indicated in the accompanying Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting, management’s assessment of and conclusion on the effectiveness of internal control over financial reporting did not include the internal controls of the 210 MW wind portfolio in India and the 200 MW wind portfolio in China acquired in 2019, which are included in the 2019 consolidated financial statements of Brookfield Renewable and constituted approximately 2% and 1% of total and net assets, respectively, as of December 31, 2019 and 1% and 1% of revenues and net income for the year then ended. Our audit of internal control over financial reporting of Brookfield Renewable also did not include an evaluation of the internal control over financial reporting of the 210 MW wind portfolio in India and the 200 MW wind portfolio in China acquired in 2019.
We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (“PCAOB”), the 2019 consolidated financial statements of Brookfield Renewable and our report dated February 28, 2020 expressed an unqualified opinion on those consolidated financial statements.
Basis for Opinion
Brookfield Renewable’s management is responsible for maintaining effective internal control over financial reporting and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting included in the accompanying Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting. Our responsibility is to express an opinion on Brookfield Renewable’s internal control over financial reporting based on our audit. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to Brookfield Renewable in accordance with the ethical requirements that are relevant to our audit of the consolidated financial statements in Canada, the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB.
We conducted our audit in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our audit included obtaining an understanding of internal control over financial reporting, assessing the risk that a material weakness exists, testing and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk, and performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audit provides a reasonable basis for our opinion.
Definition and Limitations of Internal Control over Financial Reporting
A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with  International  Financial  Reporting  Standards  as  issued  by  the  International Accounting  Standards  Board. A company’s  internal  control  over  financial  reporting  includes  those  policies  and  procedures  that  (1)  pertain  to  the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board, and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations of management and directors of the company; and (3) provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate.
Toronto, Canada February 28, 2020
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME
YEAR ENDED DECEMBER 31(MILLIONS, EXCEPT AS NOTED)
201920182017
Revenues .................................................................................................28$2,9802,982$2,625
Other income ...........................................................................................575047
Direct operating costs..............................................................................(1,012)(1,036)(978)
Management service costs.......................................................................(108)(80)(82)
Interest expense – borrowings.................................................................(682)(705)(632)
Share of earnings from equity-accounted investments ...........................11682
Foreign exchange and unrealized financial instruments loss ..................(33)(34)(46)
Depreciation ............................................................................................(798)(819)(782)
Other........................................................................................................(91)(82)(15)
Income tax (expense) recovery
Current ..................................................................................................(65)(30)(39)
Deferred ................................................................................................1489(49)
(51)59(88)
Net income ..............................................................................................$273403$51
Net income attributable to:
Non-controlling interests
Participating non-controlling interests - in operating subsidiaries .......15$262297$53
General partnership interest in a holding subsidiary held by
Brookfield.........................................................................................—1(1)
Participating non-controlling interests - in a holding subsidiary -
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield.......................(25)17(23)
Preferred equity ....................................................................................262626
Preferred limited partners' equity ............................................................443828
Limited partners' equity...........................................................................(34)24(32)
$273403$51
Basic and diluted (loss) earnings per LP Unit.........................................$0.13$(0.18)
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME
YEAR ENDED DECEMBER 31(MILLIONS)
201920182017
Net income ..............................................................................................$273403$51
Other comprehensive income (loss) that will not be reclassified to net income
Revaluations of property, plant and equipment .................................1,9714,558872
Actuarial gain (loss) on defined benefit plans ...................................(14)9(2)
Deferred income taxes on above items ..............................................(376)(975)338
Equity-accounted investments ...........................................................17542654
Total items that will not be reclassified to net income............................1,7564,0181,262
Other comprehensive income that may be reclassified to net income
Foreign currency translation.................................................................(101)(825)188
Gains (losses) arising during the year on financial instruments
designated as cash-flow hedges........................................................29(5)4
Unrealized gain (loss) on foreign exchange swaps - net investment
hedge.................................................................................................193(94)
Unrealized (loss) gain on investments in equity securities...................35(16)(22)
Reclassification adjustments for amounts recognized in net income ...718(1)
Deferred income taxes on above items.................................................(1)(19)11
Equity-accounted investments..............................................................(1)—2
Total items that may be reclassified subsequently to net income ...........(31)(754)88
Other comprehensive income..................................................................1,7253,2641,350
Comprehensive income ...........................................................................$1,9983,667$1,401
Comprehensive income attributable to:Non-controlling interests
Participating non-controlling interests - in operating subsidiaries .......15$1,0572,004$436
General partnership interest in a holding subsidiary held by
Brookfield.........................................................................................7148
Participating non-controlling interests - in a holding subsidiary -
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield.......................351683370
Preferred equity ....................................................................................54(22)65
Preferred limited partners' equity ............................................................443828
Limited partners' equity...........................................................................485950494
$1,9983,667$1,401
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
Page 9
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION
AS AT DECEMBER 31(MILLIONS)
20192018
AssetsCurrent assets
Cash and cash equivalents...............................................................................................21$$173
Restricted cash.................................................................................................................154136
Trade receivables and other current assets......................................................................718607
Financial instrument assets..............................................................................................7560
Due from related parties..................................................................................................6065
Assets held for sale..........................................................................................................352920
1,4741,961
Financial instrument assets ................................................................................................165124
Equity-accounted investments ...........................................................................................1,8891,569
Property, plant and equipment, at fair value ......................................................................1330,71429,025
Goodwill ............................................................................................................................821828
Deferred income tax assets ................................................................................................11691
Other long-term assets .......................................................................................................512505
$$34,103
LiabilitiesCurrent liabilities
Accounts payable and accrued liabilities ........................................................................25$$533
Financial instrument liabilities........................................................................................13927
Due to related parties.......................................................................................................127101
Non-recourse borrowings................................................................................................685495
Liabilities directly associated with assets held for sale...................................................137533
1,6781,689
Financial instrument liabilities...........................................................................................39111
Corporate borrowings ........................................................................................................2,1002,328
Non-recourse borrowings...................................................................................................8,2197,895
Deferred income tax liabilities...........................................................................................4,5374,140
Other long-term liabilities..................................................................................................987734
EquityNon-controlling interests
Participating non-controlling interests - in operating subsidiaries..................................8,7428,129
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield........................6866
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – Redeemable/
Exchangeable units held by Brookfield ......................................................................3,3153,252
Preferred equity ...............................................................................................................597568
Preferred limited partners' equity.......................................................................................833707
Limited partners' equity .....................................................................................................4,5764,484
$$34,103
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.Approved on behalf of Brookfield Renewable Partners L.P.:
Patricia ZuccottiDavid Mann
DirectorDirector
Brookfield Renewable Partner L.P.December 31, 2019
Statements and Notes
Page 10
BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY
Accumulated other comprehensive income (loss)Non-controlling interests
Participating
non-controlling
ActuarialGeneralinterests - in a
gainsParticipatingpartnershipholding
(losses)non-interest insubsidiary -
onTotalPreferredcontrollinga holdingRedeemable/
LimitedForeigndefinedCashInvestmentslimitedlimitedinterests - insubsidiaryExchangeable
YEAR ENDED DECEMBER 31(MILLIONS)partners'currencyRevaluationbenefitflowin equitypartners'partners'Preferredoperatingheld byunits held byTotal
equitytranslationsurplusplanshedgessecuritiesequityequityequitysubsidiariesBrookfieldBrookfieldequity
Balance, as at December 31, 2018.... $(948) $(652) $6,120$(6) $(34) $4$4,484$707$568$8,129$66$3,252$17,206
Net income (loss)..............................(34)—————(34)4426262—(25)273
Other comprehensive income (loss) .—(35)538(4)119519—2879573761,725
Preferred Units issued (Note 17) ......———————126————126
Capital contributions (Note 16) ........—————————430——430
Disposal (Note 4)..............................—————————(172)——(172)
Distributions or dividends declared ..(370)—————(370)(44)(26)(706)(55)(268)(1,469)
Distribution reinvestment plan .........6—————6—————6
Other .................................................227(13)(234)11(11)(29)—1450(20)6
Change in year ..................................(171)(48)304(3)289212629613263925
Balance, as at December 31, 2019.... $(1,119) $(700) $6,424$(9) $(32) $12$4,576$833$597$8,742$68$3,315$18,131
Balance, as at December 31, 2017.... $(259) $(378) $4,616$(9) $(29) $15$3,956$511$616$6,298$58$2,843$14,282
Net income........................................24—————243826297117403
Other comprehensive income (loss) .—(205)1,13135(8)926—(48)1,707136663,264
Preferred Units issued.......................———————196————196
LP Units purchased for cancellation .(51)—————(51)—————(51)
Capital contributions.........................—————————307——307
Acquisition........................................—————————21——21
Distributions or dividends declared ..(355)—————(355)(38)(26)(553)(45)(255)(1,272)
Distribution reinvestment plan .........8—————8—————8
Other .................................................(315)(69)373—(10)(3)(24)——5239(19)48
Change in year ..................................(689)(274)1,5043(5)(11)528196(48)1,83184092,924
Balance, as at December 31, 2018.... $(948) $(652) $6,120$(6) $(34) $4$4,484$707$568$8,129$66$3,252$17,206
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY
Accumulated other comprehensive income (loss)Non-controlling interests
Participating
non-controlling
Generalinterests - in a
Participatingpartnershipholding
Actuarialnon-interest insubsidiary -
losses onTotalPreferredcontrollinga holdingRedeemable/
LimitedForeigndefinedCashInvestmentslimitedlimitedinterests - insubsidiaryExchangeable
YEAR ENDED DECEMBER 31(MILLIONS)partners'currencyRevaluationbenefitflowin equitypartners'partners'Preferredoperatingheld byunits held byTotal
equitytranslationsurplusplanshedgessecuritiesequityequityequitysubsidiariesBrookfieldBrookfieldequity
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)..............................(32)—————(32)282653(1)(23)51
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.........................—————————294——294
Acquisition........................................—————————525——525
Distributions or dividends declared ..(328)—————(328)(28)(26)(539)(35)(243)(1,199)
Distribution reinvestment plan .........10—————10—————10
Other .................................................——(16)———(16)—1(7)29(26)(19)
Change in year ..................................(2)26492(1)2(9)5081874070931631,610
Balance, as at December 31, 2017.... $(259) $(378) $4,616$(9) $(29) $15$3,956$511$616$6,298$58$2,843$14,282
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated Financial Statements and NotesDecember 31, 2019
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS
YEAR ENDED DECEMBER 31(MILLIONS)201920182017
Operating activitiesNet income ....................................................................................................
$273403$51
Adjustments for the following non-cash items:
Depreciation ...............................................................................................798819782
Unrealized foreign exchange and financial instrument loss........................27843
Share of earnings from equity-accounted investments ...............................20(11)(68)(2)
Deferred income tax (recovery) expense .......................................................(14)(89)49
Other non-cash items .....................................................................................12753(6)
Dividends received from equity-accounted investments ...............................644231
Changes in due to or from related parties ......................................................3535
Net change in working capital balances ........................................................(87)(68)(25)
1,2121,103928
Financing activitiesProceeds from medium term notes ................................................................
449231—
Repayment of medium term notes .................................................................(341)(152)(200)
Corporate credit facilities, net .......................................................................(422)36414
Proceeds from non-recourse borrowings .......................................................1,7592,2831,131
Repayment of non-recourse borrowings ........................................................(1,420)(2,664)(1,078)
Capital contributions from participating non-controlling interests - in
operating subsidiaries ................................................................................412300294
Capital repaid to participating non-controlling interests - in operating
subsidiaries ................................................................................................(113)——
Acquisition of Isagen from non-controlling interests ....................................15——(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 .........(706)(553)(539)
To preferred shareholders ...........................................................................(26)(26)(25)
To preferred limited partners' unitholders ...................................................(43)(37)(26)
To unitholders of Brookfield Renewable or BRELP................................... 15, 17(684)(643)(591)
Borrowings from related party ......................................................................936200—
Repayments to related party ..........................................................................(936)(200)—
(1,010)(1,080)(27)
Investing activitiesAcquisitions net of cash and cash equivalents in acquired entity ..................
(202)(39)377
Investment in equity-accounted investments .................................................(194)(420)(439)
Investment in property, plant and equipment .................................................(195)(235)(355)
Proceeds from disposal of assets ...................................................................27423150
Disposal of (investment in) securities ...........................................................727(77)
Restricted cash and other ...............................................................................592016
(251)(624)(328)
Foreign exchange (loss) gain on cash ............................................................(4)(17)3
Cash and cash equivalents (decrease) increase ..............................................(53)(618)576
Net change in cash classified within assets held for sale ............................(5)(8)—
Balance, beginning of year .........................................................................173799223
Balance, end of year ...................................................................................$115173$799
Supplemental cash flow information:
Interest paid ................................................................................................$636665$611
Interest received ..........................................................................................$1922$27
Income taxes paid .......................................................................................$7068$48
The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.
2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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BROOKFIELD RENEWABLE PARTNERS L.P.NOTES TO THE AUDITED ANNUAL CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
The  business  activities  of  Brookfield  Renewable Partners  L.P.  ("Brookfield  Renewable")  consist  of owning  a  portfolio  of  renewable  power  generating facilities primarily in North America, Colombia, Brazil, Europe, India and China.Notes to consolidated financial statementsPage
GENERAL APPLICATION
1.Basis of preparation and significant15
accounting policies
2.Principal subsidiaries303034353545
3.Acquisitions
Unless the context indicates or requires otherwise, the term  "Brookfield  Renewable"  means  Brookfield Renewable Partners L.P. and its controlled entities.4.Disposal of assets
5.Assets held for sale
6.Risk management and financial instruments
7.Segmented information
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  as  thereafter amended from time to time.
CONSOLIDATED RESULTS OF 
OPERATIONS
8.Other income5050515151
9.Direct operating costs
10.Other
11.Foreign currency translation
The registered office of Brookfield Renewable is 73 Front Street, Fifth Floor, Hamilton HM12, Bermuda.
12.Income taxes
CONSOLIDATED FINANCIAL 
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.POSITION
13.Property, plant and equipment, at fair value535660656566666768686869697070
14.Borrowings
15.Non-controlling interests
16.Preferred limited partners' equity
17.Limited partners' equity
18.Goodwill
19.Capital management
20.Equity-accounted investments
21.Cash and cash equivalents
22.Restricted cash
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.23.Trade receivables and other current assets
24.Other long-term assets
25.Accounts payable and accrued liabilities
26.Other long-term liabilities
27.Commitments, contingencies and
guarantees
OTHER
28.Related party transactions7175757980
29.Supplemental information
30.Pension and employee future benefits
31.Subsidiary public issuers
32.Subsequent events
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 February 28, 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.
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 28 - 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 
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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a pooling of interest, which requires the presentation of pre-voting agreement financial information as if the transactions had always been in place. Refer to Note 1(r)(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.
(c)   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 
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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(c).
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 $145 million of right-of-use assets and $147 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 5.5%. The difference between the operating lease commitments disclosed at December 31, 2018 of $250 million and leases liabilities recognized at January 1, 2019 of $147 million is primarily due to the time value of money.
(d)   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(c).
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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
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• 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.
(e)   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.
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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.
(f)   Cash and cash equivalents
Cash and cash equivalents include cash, term deposits and money market instruments with original maturities of less than 90 days. 
(g)   Restricted cash 
Restricted cash includes cash and cash equivalents, where the availability of funds is restricted primarily by credit agreements.
(h)   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(n) – 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.
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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
DamsUp to 115 years
PenstocksUp to 60 years
PowerhousesUp to 115 years
Hydroelectric generating unitsUp to 115 years
Wind generating unitsUp to 30 years
Solar generating unitsUp to 30 years
Gas-fired cogenerating (“Cogeneration”) unitsUp to 40 years
Other assetsUp 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.
(i)   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.
(j)   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. 
(k)   Financial instruments
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 
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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 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 FVOCI. Unlike debt 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.
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 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 are classified as fair value through profit and loss. Gains or losses on these types of liabilities are recognized in profit and loss.
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. Amortized cost is computed using the effective interest method less any principal repayment or reduction. The 
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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 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 unrealized 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 
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in equity. The gain or loss relating to the ineffective portion is recognized immediately in profit and loss within foreign exchange and unrealized financial instruments gain (loss). 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’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.
(l)   Revenue and expense recognition
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 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 $25 million (2018: $17 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  the  Brookfield  Renewable's  generation  activities  related  to  commodity  prices.  Financial transactions included in revenues for the year ended December 31, 2019 increased revenues by $15 million (2018: decreased revenues by $21 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.
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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.
(m)   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.
(n)   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.
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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.
(o)   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.
(p)   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 project unit credit method, using the length of service and management’s best estimate assumptions, is used to value its 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.
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(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 incurred 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.
(q)   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(r)(iii) - Critical judgments in applying accounting policies - Property, plant and equipment for further details.
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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 and the timing of energy delivery. 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.
(r)   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 judgement included the determination of (i) how the relevant activities of the subsidiary are directed; (ii) whether the rights of shareholdings are substantive or protective in nature; 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(h) - Property, plant and equipment and revaluation method. In applying this policy, judgment is used in determining whether 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 
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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(k) - 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(m) - Income taxes. In applying this policy, judgments are made in determining the probability of whether deductions, tax credits and tax losses can be utilized.
(s)   Future changes in accounting policies
Several  other  amendments  and  interpretations  apply  for  the  first  time  in  2019,  but  do  not  have  an  impact  on  the consolidated financial statements of Brookfield Renewable. Excluding the early adoption of amendments to IFRS 3, IFRS  9  and  IFRS  7  described  in  Note  1(c),  Brookfield  Renewable  has  not  early  adopted  any  other  standards, interpretations or amendments that have been issued but are not yet effective.
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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 ofvoting securities
Incorporation orowned or
Organizationcontrolled (%)
BP Brazil US Subco LLC ..............................................................................................Delaware100
Brookfield BRP Canada Corp........................................................................................Alberta100
Brookfield BRP Europe Holdings (Bermuda) Limited..................................................Bermuda100
Brookfield Power US Holding America Co...................................................................Delaware100
Isagen S.A. E.S.P.(1) .......................................................................................................Colombia100
Orion Canadian Holdings 1 AIV L.P. ............................................................................Ontario100
(1) Voting control held through voting agreements with Brookfield.
3. ACQUISITIONS
The following 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 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 has a voting agreement with an affiliate of Brookfield that ultimately controls the India Wind Portfolio. Pursuant to this voting agreement, Brookfield Renewable is entitled to direct the election of the directors of the Brookfield affiliate that ultimately controls and operates the India Wind Portfolio.
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 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 has a voting agreement with an affiliate of Brookfield that ultimately controls the China Wind Facility. Pursuant to this voting agreement, Brookfield Renewable is entitled to direct the election of the directors of the Brookfield affiliate that ultimately controls and operates the China Wind Facility.
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.
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The purchase price allocations, at fair value, with respect to the acquisitions are as follows:
India Wind PortfolioChina Wind FacilityTotal
(MILLIONS)
Restricted cash..............................................................$14$2$16
Trade receivables and other current assets ...................145165
Property, plant and equipment......................................13243307550
Current liabilities ..........................................................(1)(23)(24)
Current portion of non-recourse borrowings ................14(12)(18)(30)
Financial instruments....................................................(4)—(4)
Non-recourse borrowings .............................................14(158)(131)(289)
Deferred income tax liabilities .....................................(8)(28)(36)
Other long-term liabilities ............................................(9)—(9)
Fair value of net assets acquired...................................$79$160$239
The following investments were 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.
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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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Purchase price allocations
Final purchase price allocations, at fair value, with respect to the acquisitions are as follows:
Northern
BiothermIreland WindTotal
(MILLIONS)
Cash and cash equivalents.................................................................................. $12$1$13
Trade receivables and other current assets .........................................................7—7
Property, plant and equipment, at fair value.......................................................15853211
Current liabilities................................................................................................(3)(4)(7)
Current portion of non-recourse borrowings......................................................(3)—(3)
Financial instruments .........................................................................................(2)—(2)
Non-recourse borrowings ...................................................................................(69)(18)(87)
Deferred income tax liabilities ...........................................................................(35)(4)(39)
Non-controlling interests....................................................................................(21)—(21)
Fair value of net assets acquired.........................................................................442872
Goodwill.............................................................................................................27—27
Purchase price..................................................................................................... $71$28$99
Completed in 2017
The following investments were 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.
TerraForm Power
In October 2017, along with its institutional partners, Brookfield Renewable closed the acquisition of a 51% interest in TerraForm Power, Inc. (“TerraForm Power”). TerraForm Power is a 2,600 MW large scale diversified portfolio of solar and wind assets located predominately in the U.S. Brookfield Renewable retains an indirect economic interest of approximately 16% in TerraForm Power for a total net investment of $203 million.
Brookfield Renewable had previously accounted for its indirect interest in TerraForm Power as an available for sale investment. The change from available for sale accounting to equity method accounting resulted in a gain of $13 millionbeing 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 capitalized.
In October 2017, Brookfield Renewable entered into a voting agreement with the Brookfield subsidiary that ultimately controls TerraForm Power. Pursuant to this voting agreement, Brookfield Renewable is entitled to direct the election for one of the four directors of the Brookfield subsidiary, thereby providing Brookfield Renewable with significant influence over this subsidiary.
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”).
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 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 millionbeing 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:
TerraFormEuropean
GlobalWindTotal
(MILLIONS)
Cash and cash equivalents................................................................................. $611$—$611
Restricted cash ..................................................................................................90—90
Trade receivables and other current assets........................................................62163
Financial instruments ........................................................................................20—20
Property, plant and equipment, at fair value .....................................................1,208371,245
Deferred tax assets ............................................................................................18—18
Other long-term assets ......................................................................................94—94
Current liabilities...............................................................................................(73)(4)(77)
Current portion of non-recourse borrowings ....................................................(1,183)—(1,183)
Financial instruments ........................................................................................(15)—(15)
Non-recourse borrowings..................................................................................(5)—(5)
Deferred income tax liabilities..........................................................................(15)(2)(17)
Other long-term liabilities.................................................................................(54)—(54)
Non-controlling interests...................................................................................(1)—(1)
Fair value of net assets acquired ....................................................................... $757$32$789
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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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audited annual consolidated financial statements for 2018 and 2017 had to be considered for acquisitions made in the respective years.
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:
Total
(MILLIONS)
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)
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Statements and Notes
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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:
20192018
(MILLIONS)
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 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.
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 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 
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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)
201920182017201920182017
(MILLIONS)
5% increase................................. $(7) $(3) $(3) $(7) $(10) $(4)
5% decrease ................................7337104
(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)
201920182017201920182017
(MILLIONS)
5% increase.............................. $20$30$4$32$44$79
5% decrease .............................(24)(30)(4)(32)(44)(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 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 $3,146 million (2018: $3,764 million). Of this principal value, $1,151 million (2018: $1,447 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. 
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 and variable rate debt, for the year ended December 31:
Effect on net income(1)Effect on OCI(1)
201920182017201920182017
(MILLIONS)
1% increase.............................. $34$(10) $17$17$42$54
1% decrease .............................(34)11(17)(17)(42)(54)
(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 23- 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:
20192018
(MILLIONS)
Trade receivables and other short-term receivables ........................................................................ $548$448
Due from related parties ..................................................................................................................6065
Contract asset...................................................................................................................................473447
$1,081$960
(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 14 – 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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 and accrued liabilities ..................................... $590$—$—$590
Financial instrument liabilities(1)..................................................139309178
Due to related parties ...................................................................127——127
Other long-term liabilities – concession payments......................14914
Lease liabilities.............................................................................2468100192
Corporate borrowings(1) ...............................................................—6071,5002,107
Non-recourse borrowings(1)..........................................................6852,6815,5988,964
Interest payable on borrowings(2) .................................................5971,9902,0874,674
Total.............................................................................................. $2,163$5,380$9,303$16,846
AS AT DECEMBER 31, 2018(MILLIONS)
< 1 year2-5 years> 5 yearsTotal
Accounts payable and accrued liabilities ..................................... $533$—$—$533
Financial instrument liabilities(1)..................................................275754138
Due to related parties ...................................................................101——101
Other long-term liabilities – concession payments......................141015
Corporate borrowings(1) ...............................................................61,3449902,340
Non-recourse borrowings(1)..........................................................4892,8065,1648,459
Interest payable on borrowings(2) .................................................5771,9061,6844,167
Total.............................................................................................. $1,734$6,117$7,902$15,753
(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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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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:
Level 1Level 2Level 320192018
(MILLIONS)
Assets measured at fair value:
Cash and cash equivalents ................................. $115$—$—$115$173
Restricted cash(1) ................................................173——173181
Financial instrument assets(2)
Energy derivative contracts.............................—5323763
Interest rate swaps ...........................................————9
Foreign exchange swaps..................................—4—455
Investments in equity securities ......................258748160117
Property, plant and equipment ...........................——30,71430,71429,025
Liabilities measured at fair value:
Financial instrument liabilities(2)
Energy derivative contracts.............................—(8)—(8)(22)
Interest rate swaps ...........................................—(131)—(131)(116)
Foreign exchange swaps..................................—(39)—(39)—
Contingent consideration(3) ................................——(11)(11)(3)
Assets for which fair value is disclosed:
Equity-accounted investments(4) ........................1,010——1,010703
Liabilities for which fair value is disclosed:
Corporate borrowings ........................................(1,905)(299)—(2,204)(2,367)
Non-recourse borrowings...................................(416)(9,157)—(9,573)(8,696)
Total ................................................................... $(998) $(9,490) $30,774$20,286$19,062
(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.
(4) The fair value corresponds to Brookfield Renewable’s investment in publicly-quoted common shares of TerraForm Power, Inc.
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:
20192018
Net AssetsNet Assets
AssetsLiabilities(Liabilities)(Liabilities)
(MILLIONS)
Energy derivative contracts ........................................................ $76$8$68$(19)
Interest rate swaps ......................................................................—131(131)(107)
Foreign exchange swaps.............................................................439(35)55
Investments in equity securities .................................................160—160117
Total............................................................................................2401786246
Less: current portion...................................................................75139(64)33
Long-term portion ...................................................................... $165$39$126$13
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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:
201920182017
(MILLIONS)
Balance, beginning of year.......................................................................$46$(85) $(28)
Increases (decreases) in the net financial instrument liability position:
Unrealized (loss) gain through OCI on investments in equity
securities ............................................................................................35(16)(20)
Unrealized (loss) through income on energy derivative contracts ........15(3)(5)
Unrealized (loss) through OCI on energy derivative contracts .............38—(17)
Unrealized gain (loss) through income on interest rate swaps ..............(c)(22)171
Unrealized gain (loss) through OCI on interest rate swaps...................(2)1418
Unrealized gain (loss) through income on foreign exchange swaps .....(23)76(29)
Unrealized gain (loss) through OCI on foreign exchange swaps ..........—87(94)
Acquisitions, settlements and other.......................................................(25)(44)89
Balance, end of year.................................................................................$6246$(85)
Financial instrument assets designated at fair value through OCI
Investments in equity securities.............................................................(a)$160117$159
Derivative assets not designated as hedging instruments:
Energy derivative contracts ...................................................................(b)$533$—
Interest rate swaps .................................................................................(c)——1
Foreign exchange swaps........................................................................43219
Net positions ............................................................................................$5735$20
Derivative assets designated as hedging instruments:
Energy derivative contracts ...................................................................(b)$23—$—
Interest rate swaps .................................................................................(c)—95
Foreign exchange swaps........................................................................(d)—231
Net positions ............................................................................................$23$32$6
Derivative liabilities not designated as hedging instruments:
Energy derivative contracts ...................................................................(b)(8) $(7) $(5)
Interest rate swaps .................................................................................(123)(82)(107)
Foreign exchange swaps........................................................................(17)—(33)
Net positions ............................................................................................(148) $(89) $(145)
Derivative liabilities designated as hedging instruments:
Energy derivative contracts ...................................................................(b)$—$(15) $(14)
Interest rate swaps .................................................................................(8)(34)(48)
Foreign exchange swaps........................................................................(22)—(63)
Net positions ............................................................................................(30) $(49) $(125)
Total financial instruments, net ................................................................$6246$(85)
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(a)  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.
(b)  Energy derivative contracts
Brookfield Renewable has entered into long-term 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 $15 million relating to energy derivative contracts were realized and reclassified from OCI to revenues in the consolidated statements of income (2018: $6 million losses and 2017: $23 million gains).
Based on market prices as of December 31, 2019, unrealized gains of $21 million (2018: $14 million losses and 2017: $9 million losses) recorded in accumulated other comprehensive income (“AOCI”) on energy derivative contracts are expected to be settled or reclassified into income in the next twelve months. The actual amount reclassified from AOCI, however, could vary due to future changes in market prices.
The following table summarizes the energy derivative contracts designated as hedging instruments:
Energy derivative contractsDecember 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)).........................................................................23(15)
Notional amount - millions of U.S. dollars............................................................175188
Notional amount - GWh.........................................................................................4,6505,024
Weighted average hedged rate for the year ($/MWh)............................................3837
Maturity dates ........................................................................................................2020 - 20222019 - 2020
Hedge ratio.............................................................................................................1:11:1
Change in discounted spot value of outstanding hedging instruments ..................29(8)
Change in value of hedged item used to determine hedge effectiveness...............(29)9
There is no hedge ineffectiveness loss recognized in Unrealized financial instruments loss in the consolidated statements of income related to energy derivative contracts (cash flow hedges) for the year ended December 31, 2019 (2018: $2 million).
(c)  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.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 $1,298 million were outstanding (2018: $1,444 million) including $720 million (2018: $383 million) associated with agreements that are not formally designated as hedging instruments. The weighted-average fixed interest rate resulting from these agreements is 2.9% (2018: 3.6%and 2017: 4.5%).
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 $14 million (2018: $10 million and 2017: $18 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 hedgesDecember 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)).........................................................................(8)(25)
Notional amount - $ ...............................................................................................124178
Notional amount - C$(1) .....................................................................................................227151
Notional amount - €(1) ........................................................................................................—377
Notional amount - £(1) ........................................................................................................—99
Notional amount - COP(1)..................................................................................................227256
Maturity dates ........................................................................................................2021 - 20342019 - 2036
Hedge ratio.............................................................................................................1:11:1
Change in discounted spot value of outstanding hedging instruments ..................(8)8
Change in value of hedged item used to determine hedge effectiveness...............10(2)
(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 Unrealized financial instruments loss 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).
(d)  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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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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  the  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 $1,167 million were outstanding (2018: $1,844 million) including $555 million (2018: $957 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: nil losses and 2017: $48 million losses). The actual amount reclassified from AOCI, however, could vary due to future changes in market rates.
The following table summarizes the foreign exchange swaps designated as hedging instruments:
Foreign exchange swapsDecember 31, 2019December 31, 2018
Carrying amount (asset/(liability)).........................................................................(22)23
Notional amount for hedges of the Canadian dollar(1).................................................—419
Notional amount for hedges of the Euro(1).....................................................................146221
Notional amount for hedges of the British pounds sterling(1) ....................................170247
Notional amount for hedges of the Chinese yuan(1) .....................................................195—
Notional amount for hedges of other currencies(1) .......................................................101—
Maturity date..........................................................................................................2020 - 20212019
Hedge ratio.............................................................................................................1:11:1
Weighted average hedged rate for the year:
C$/$ foreign exchange forward contracts.........................................................—1.34
€/$ foreign exchange forward contracts ...........................................................0.900.82
£/$ 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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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.
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.
In accordance with IFRS 8, Operating Segments, Brookfield Renewable discloses information about its reportable segments based upon the measures used by the CODM in assessing performance. Except as it relates to proportionate financial information discussed above, the accounting policies of the reportable segments are the same as those described in Note 1 – Basis of preparation and significant accounting policies. 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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 UnitholdersContribution
fromAttributable
to non-As perHydroelectricWindStorage
equity
accountedcontrollingIFRSandNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)SolarOtherCorporateTotal(MILLIONS)AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
Revenues...............................................................90523423722395372018387—2,021(379)1,3382,980
Other income ........................................................1319—24——17—3388(17)(14)57
Direct operating costs ...........................................(286)(72)(93)(62)(32)(9)(4)(38)(46)(23)(665)108(455)(1,012)
Share of Adjusted EBITDA from equity
accounted investments.....................................———————————28826314
Adjusted EBITDA ................................................63218114416367281616241101,444—895
Management service costs ....................................—————————(108)(108)——(108)
Interest expense - borrowings...............................(156)(20)(34)(66)(17)(8)(5)(59)(13)(92)(470)104(316)(682)
Current income taxes ............................................(7)(11)(9)(3)(2)(1)(1)—(1)—(35)9(39)(65)
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.....................................———————————(113)(12)(125)
Share of Funds From Operations attributable to
non-controlling interests ..................................————————————(528)(528)
Funds From Operations ........................................4691501019448191010327(260)761——
Depreciation..........................................................(227)(84)(21)(157)(47)(17)(5)(65)(23)(4)(650)155(303)(798)
Foreign exchange and unrealized financial
instrument loss.................................................11(5)(2)(2)(10)(3)11(3)(18)(30)9(12)(33)
Deferred income tax recovery ..............................(27)4(4)2411——15—4669(41)(14)14
Other .....................................................................(76)(6)(2)(23)(9)2—(49)—(46)(209)5563(91)
Share of earnings from equity accounted
investments ......................................................———————————(178)—(178)
Net income attributable to non-controlling
interests............................................................————————————266266
Net income (loss) attributable to Unitholders(2)....1505972(64)(7)1651(282)(59)——(59)
(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 $262 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) 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.
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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 UnitholdersContribution
fromAttributable
to non-As per HydroelectricWindStorage
equity
accountedcontrollingIFRSandNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)SolarOtherCorporateTotal(MILLIONS)AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
Revenues............................................................... $893$ 244$216$219$73$42$ 12$ 146$85$—$1,930$(286) $1,338$2,982
Other income ........................................................1254211——5—746(7)1150
Direct operating costs ...........................................(286)(76)(94)(64)(27)(9)(4)(34)(36)(23)(653)86(469)(1,036)
Share of Adjusted EBITDA from equity
accounted investments.....................................———————————20720227
Adjusted EBITDA ................................................6191731261575733811749(16)1,323—900
Management service costs ....................................—————————(80)(80)——(80)
Interest expense - borrowings...............................(172)(22)(38)(63)(17)(9)(4)(45)(17)(99)(486)82(301)(705)
Current income taxes ............................................(4)(9)(2)(1)(2)—1———(17)3(16)(30)
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.....................................———————————(85)(12)(97)
Share of Funds From Operations attributable to
non-controlling interests ..................................————————————(571)(571)
Funds From Operations ........................................4431428693382457232(259)676——
Depreciation..........................................................(231)(136)(18)(122)(43)(13)(2)(40)(23)(2)(630)96(285)(819)
Foreign exchange and unrealized financial
instrument loss.................................................(1)(1)729(10)3(9)(2)—(2)(3)(29)(34)
Deferred income tax expense................................(1)118202——21—2485(50)5489
Other .....................................................................(21)(3)(6)(11)(1)—(2)(11)(9)(23)(87)19(14)(82)
Share of earnings from equity accounted
investments ......................................................———————————(62)—(62)
Net income attributable to non-controlling
interests............................................................————————————274274
Net income (loss) attributable to Unitholders(2).... $189$3$87$(18) $5$1$4$33$(2) $(260) $42$—$—$42
(1) Share of earnings from equity-accounted investments of $68 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 $297 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) 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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated Financial Statements and NotesDecember 31, 2019
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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 UnitholdersContribution
fromAttributable
to non-As perHydroelectricWindStorage
equity
accountedcontrollingIFRSandNorthNorth
investmentsinterestsfinancials(1)OtherCorporateTotal(MILLIONS)AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilSolar
Revenues..............................................................................9452431911614626859—1,679(74)1,0202,625
Other income .......................................................................1122————61940(11)1847
Direct operating costs ..........................................................(281)(77)(94)(42)(20)(4)(2)(32)(25)(577)28(429)(978)
Share of Adjusted EBITDA from equity accounted
investments .....................................................................——————————57—57
Adjusted EBITDA ...............................................................665178991192622633(6)1,142—609
Management service costs ...................................................————————(82)(82)——(82)
Interest expense - borrowings..............................................(180)(18)(42)(45)(10)(6)(3)(14)(89)(407)21(246)(632)
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 .....................................................................——————————(22)—(22)
Share of Funds From Operations attributable to non-
controlling interests ........................................................———————————(341)(341)
Funds From Operations .......................................................48614852741516219(231)581——
Depreciation.........................................................................(220)(142)(26)(90)(25)(7)(4)(25)—(539)22(265)(782)
Foreign exchange and unrealized financial instrument loss(12)(3)(3)1(14)—(1)—(15)(47)2(1)(46)
Deferred income tax expense (recovery).............................(67)2(10)285—1—16(25)(3)(21)(49)
Other ....................................................................................(17)(8)6(4)42(3)—(6)(26)12(1)(15)
Share of earnings from equity accounted investments ........——————————(33)—(33)
Net income attributable to non-controlling interests ...........———————————288288
Net income (loss) attributable to Unitholders(2)...................170(3)199(15)11(5)(6)(236)(56)——(56)
(1) Share of earnings from equity-accounted investments of $2 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 $53 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) 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.
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The following table presents information on a segmented basis about certain items in Brookfield Renewable’s statement of financial position:
 Attributable to UnitholdersContribution
fromAttributable
to non-As per Hydroelectric WindStorage
equity
accountedcontrollingIFRSandNorthNorth
investmentsinterestsfinancialsSolarOtherCorporateTotal(MILLIONS)AmericaBrazilColombiaAmericaEuropeBrazilAsia
As at December 31, 2019:
Cash and cash equivalents .................................... $10$7$10$18$21$2$5$63$6$1$143$(89) $61$115
Property, plant and equipment, at fair value .........11,4881,9381,7732,5566283681872,018732—21,688(4,147)13,17330,714
Total assets............................................................12,2182,1262,0272,7056923912332,26678010323,541(2,872)15,02235,691
Total borrowings...................................................3,0702084491,221326711241,4702352,1079,281(2,157)3,88011,004
Other liabilities .....................................................2,8771484995971001028335312484,873(715)2,3986,556
For the year ended December 31, 2019:
Additions to property, plant and equipment ......1124113121213——263340(121)144363
As at December 31, 2018:
Cash and cash equivalents .................................... $6$37$7$30$29$5$2$41$9$3$169(81) $85$173
Property, plant and equipment, at fair value .........11,4981,9071,6092,480819348361,354686(9)20,728(3,529)11,82629,025
Total assets............................................................12,1252,1051,8682,554939379561,65074616122,583(2,483)14,00334,103
Total borrowings...................................................2,9951984191,21046375311,0212492,3288,989(1,972)3,70110,718
Other liabilities .....................................................2,76415043453612473255312114,515(511)2,1756,179
For the year ended December 31, 2018:
Additions to property, plant and equipment ......963071110——936172(16)145301
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Geographical Information
The following table presents consolidated revenue split by geographical region for the year ended December 31:
201920182017
(MILLIONS)
United States....................................................................................................... $924$926$871
Colombia ............................................................................................................979896797
Canada ................................................................................................................384428480
Brazil ..................................................................................................................401429366
Europe ................................................................................................................121126111
Asia.....................................................................................................................171177—
 $2,980$2,982$2,625
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 ...................................................................................................................... $13,071$12,705
Colombia............................................................................................................................7,3536,665
Canada................................................................................................................................6,1495,705
Brazil..................................................................................................................................3,6313,553
Europe ................................................................................................................................1,5391,624
Asia ....................................................................................................................................860342
 $32,603$30,594
8. OTHER INCOME
Brookfield Renewable’s other income for the year ended December 31 is comprised of the following:  
201920182017
(MILLIONS)
Interest and other investment income .................................................................. $29$22$32
Gain on regulatory provision ...............................................................................14——
Gain on available for sale investments ................................................................——15
Other ....................................................................................................................1428—
$57$5047
9. DIRECT OPERATING COSTS 
Brookfield Renewable’s direct operating costs for the year ended December 31 are comprised of the following:
Notes201920182017
(MILLIONS)
Operations, maintenance and administration............................................$(543) $(581) $(567)
Water royalties, property taxes and other .................................................(140)(142)(161)
Fuel and power purchases(1) .....................................................................(309)(289)(226)
Energy marketing fees ..............................................................................28(20)(24)(24)
$(1,012) $(1,036) $(978)
(1) Fuel and power purchases are primarily attributable to our portfolio in Colombia.
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Statements and Notes
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10. OTHER 
Brookfield Renewable’s Other for the year ended December 31 is comprised of the following: 
201920182017
(MILLIONS)
Transaction costs............................................................................................... $(1) $(2) $(9)
Change in fair value of property, plant and equipment.....................................(21)(44)(33)
Other..................................................................................................................(69)(36)27
$(91) $(82) $(15)
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:
Notes201920182017
(MILLIONS)
Foreign currency translation on
Property, plant and equipment, at fair value ....................................13$61$(1,512) $506
Borrowings.......................................................................................14(133)537(282)
Deferred income tax liabilities and assets........................................12(43)184(82)
Other assets and liabilities................................................................14(34)46
$(101) $(825) $188
12. INCOME TAXES
The major components of income tax recovery (expense) for the year ended December 31 are as follows:
201920182017
(MILLIONS)
Income tax recovery (expense) applicable to:Current taxes
Attributed to the current period .......................................................................... $(65) $(30) $(39)
Deferred taxes
Income taxes -  origination and reversal of temporary differences....................2628
Relating to change in tax rates / imposition of new tax laws .............................195(42)
Relating to unrecognized temporary differences and tax losses ........................(13)(8)(15)
1489(49)
Total income tax recovery (expense)$(51) $59$(88)
The major components of deferred income tax recovery (expense) for the year ended December 31 recorded directly to OCI are as follows:
(MILLIONS)201920182017
Deferred income taxes attributed to:
Financial instruments designated as cash flow hedges ...................................... $—$(2) $(4)
Other...................................................................................................................2(20)15
Revaluation surplus
Origination and reversal of temporary differences.............................................(356)(1,117)(248)
Relating to changes in tax rates / imposition of new tax laws ...........................(59)54586
$(413) $(1,085) $349
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Brookfield Renewable’s effective income tax (expense) recovery for the year ended December 31 is different from its recovery at its statutory income tax rate due to the differences below:
201920182017
(MILLIONS)
Statutory income tax (expense) recovery(1)....................................................... $(94) $(100) $(50)
Reduction (increase) resulting from:
Increase in tax assets not recognized..............................................................(17)(8)(15)
Differences between statutory rate and future tax rate...................................195(37)
Subsidiaries' income taxed at different rates ..................................................557514
Other...............................................................................................................4(3)—
Effective income tax recovery (expense).......................................................... $(51) $59$(88)
(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 15.74% for the year ended December 31, 2019 (2018: (17.15%) and 2017: 63.31%). The effective tax rate is less 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:  
201920182017
(MILLIONS)
2020 to 2023 ..................................................................................................... $3$3$8
2024 and thereafter............................................................................................10285108
$105$88$116
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) ......................................................................(97)48(49)
Recognized in equity.........................................................................................13341354
Business combination .......................................................................................79(63)16
Foreign exchange ..............................................................................................14(94)(80)
As at December 31, 2017..................................................................................508(3,919)(3,411)
Recognized in Net income (loss) ......................................................................(60)14989
Recognized in equity.........................................................................................1(985)(984)
Business combination .......................................................................................—7373
Foreign exchange ..............................................................................................(20)204184
As at December 31, 2018..................................................................................429(4,478)(4,049)
Recognized in Net income (loss) ......................................................................8614
Recognized in equity.........................................................................................11(384)(373)
Business combination .......................................................................................72330
Foreign exchange ..............................................................................................9(52)(43)
As at December 31, 2019.................................................................................. $464$(4,885) $(4,421)  
The deferred income tax liabilities include $4,038 million (2018: $3,685 million and 2017: $2,561 million) of liabilities which relate to property, plant and equipment revaluations included in equity.
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Statements and Notes
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The taxable temporary difference attributable to Brookfield Renewable’s interest in its subsidiaries, branches, associates, and joint ventures is $3,628 million (2018: $3,398 million and 2017: $1,549 million).
13. PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENT, AT FAIR VALUE
The following table presents a reconciliation of property, plant and equipment at fair value:
HydroelectricWindSolarOther(1)Total(2)
(MILLIONS)
As at December 31, 2017..............................$22,399$3,803$$319$27,096
Additions.......................................................21236476301
Acquisitions through business combinations3—12586—211
Transfer to assets held for sale......................5—(58)(691)—(749)
Items recognized through OCI:
Change in fair value ...................................3,77546631344,558
Foreign exchange .......................................(1,138)(256)(77)(41)(1,512)
Items recognized through net income:
Change in fair value ...................................(33)(20)—(8)(61)
Depreciation ...............................................(536)(236)(25)(22)(819)
As at December 31, 2018..............................24,6793,86022825829,025
IFRS 16 adoption (3) ......................................7962—4145
Additions.......................................................17242—4218
Disposals .......................................................4—(440)——(440)
Acquisitions through business combinations3—550——550
Items recognized through OCI:
Change in fair value ...................................1,521460(7)(3)1,971
Foreign exchange .......................................108(29)(10)(8)61
Items recognized through net income:
Change in fair value ...................................(15)(1)(1)(1)(18)
Depreciation ...............................................(520)(246)(13)(19)(798)
As at December 31, 2019(4)...........................$26,024$4,258$$235$30,714
(1) Includes biomass and cogeneration.
(2) Includes intangible assets of $10 million (2018: $11 million) and assets under construction of $334 million (2018: $388 million).  
(3) On January 1, 2019 Brookfield Renewable adopted IFRS 16. See Note 1 - 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, $51 million in our wind segment and $3 million in our other segment.
The fair value of Brookfield Renewable’s property, plant and equipment is calculated as described in Notes 1(h) – Property, plant and equipment and revaluation method and 1(q)(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(r)(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. 
Brookfield Renewable has a purchase option that can be exercised in November 2020, subject to consent from its third-party investment partners, to acquire the 192 MW hydroelectric facility in Louisiana that it currently operates under a lease arrangement, for total consideration of $560 million.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Discount  rates,  terminal  capitalization  rates  and  exit  dates  used  in  the  valuation  methodology  are  provided  in  the following table:
North AmericaColombiaBrazilEurope
20192018201920182019201820192018
Discount rate(1)
Contracted .......................... 4.6% - 5.1%4.8% - 5.3%9.0%9.6%8.2%9.0%3.5%4.0% - 4.3%
Uncontracted ...................... 6.2% - 6.7%6.4% - 6.9%10.3%10.9%9.5%10.3%5.3%5.8% - 6.1%
Terminal capitalization rate(2) 6.2% - 6.7%6.1% - 6.8%9.8%10.4%N/AN/AN/AN/A
Exit date ................................20392038203920382047204720342033
(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
AmericaColombiaBrazilEuropeTotal
(MILLIONS)
25 bps increase in discount rates.......................... $(870) $(190) $(90) $(10) $(1,160)
25 bps decrease in discount rates .........................94025070101,270
5% increase in future energy prices .....................82040080101,310
5% decrease in future energy prices.....................(820)(400)(80)(10)(1,310)
25 bps increase in terminal capitalization rate(1) ..(210)(40)——(250)
25 bps decrease in terminal capitalization rate(1) .22040——260
2018
North
AmericaColombiaBrazilEuropeTotal
(MILLIONS)
25 bps increase in discount rates.......................... $(770) $(180) $(80) $(20) $(1,050)
25 bps decrease in discount rates .........................84019080201,130
5% increase in future energy prices .....................800440100201,360
5% decrease in future energy prices.....................(800)(440)(100)(20)(1,360)
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 .................................................................54%25%68%71%
11 - 20 years ...............................................................30%0%33%13%
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 ................................................................. $87COP217,000R$295€82
11 - 20 years ...............................................................77272,000407102
(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 ................................................................. $66COP257,000R$273€75
11 - 20 years ...............................................................132358,00041184
(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 $200 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:
20192018
(MILLIONS)
Hydroelectric ................................................................................................................................... $11,816$11,888
Wind.................................................................................................................................................2,7052,753
Solar.................................................................................................................................................138260
Other(1) .............................................................................................................................................234246
$14,893$15,147
(1) Includes biomass and cogeneration.
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Statements and Notes
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14. BORROWINGS 
Corporate Borrowings
The composition of corporate borrowings as at December 31 is presented in the following table:
December 31, 2019December 31, 2018
Weighted-Weighted-
averageaverage
InterestTermCarryingEstimatedInterestTermCarryingEstimated
(MILLIONS EXCEPT AS NOTED)rate (%)(years)valuefair valuerate (%)(years)valuefair value
Credit facilities...............2.95$299$2993.34$721$721
Medium Term Notes:
Series 4 (C$150)..........5.817$115$1425.818$110$124
Series 7 (C$450)..........————5.12330342
Series 8 (C$400)..........4.823083244.83293309
Series 9 (C$400)..........3.853083223.86293288
Series 10 (C$500)........3.673844003.68367357
Series 11 (C$300)........4.392312484.310220220
Series 12 (C$300)........3.410231232————
Series 13 (C$300)........4.330231237————
4.110$1,808$1,9054.47$1,613$1,640
Total corporate borrowings ...................................2,107$2,2042,334$2,361
Less: Unamortized financing fees(1) ...................(7)(6)
$2,100$2,328
(1) Unamortized premiums and unamortized financing fees are amortized over the terms of the borrowing.
The following table outlines the change in the unamortized financing fees of corporate borrowings for the year ended December 31: 
201920182017
(MILLIONS)
Corporate borrowings
Unamortized financing fees, beginning of year .................................................... $(6) $(5) $(6)
Additional financing fees ......................................................................................(2)(2)—
Amortization of financing fees .............................................................................111
Unamortized financing fees, end of year .............................................................. $(7) $(6) $(5)
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 Asset Management 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 Asset Management. During the year, Brookfield Asset Management 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).
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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:
20192018
(MILLIONS)
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. Excludes $142 million (2018: $6 million) borrowed under a subscription facility of a Brookfield sponsored private fund.
Medium term notes
Corporate borrowings are obligations of a finance subsidiary of Brookfield Renewable, Brookfield Renewable Partners ULC (“Finco”) (Note 31 - 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.
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 $500 million U.S. commercial paper program.
Non-recourse borrowings
Non-recourse borrowings are typically asset-specific, long-term, non-recourse borrowings denominated in the domestic currency of the subsidiary. Non-recourse borrowings in North America and Europe consist of both fixed and floating interest  rate  debt  indexed  to  the  London  Interbank  Offered  Rate  (“LIBOR”),  the  Euro  Interbank  Offered  Rate ("EURIBOR")  and  the  Canadian  Dollar  Offered  Rate  (“CDOR”).  Brookfield  Renewable  uses  interest  rate  swap agreements in North America and Europe to minimize its exposure to floating interest rates. Non-recourse borrowings in Brazil consist of floating interest rates of Taxa de Juros de Longo Prazo (“TJLP”), the Brazil National Bank for Economic Development’s long-term interest rate, Interbank Deposit Certificate rate (“CDI”), or Extended National Consumer Price Index (IPCA), plus a margin. Non-recourse borrowings in Colombia consist of both fixed and floating interest rates indexed to Indicador Bancario de Referencia rate (IBR), the Banco Central de Colombia short-term interest rate, and Colombian Consumer Price Index (IPC), Colombia inflation rate, plus a margin. Non-recourse borrowings in India consist of fixed interest rate debt. Non-recourse borrowings in China consist of floating interest rates of People's Bank of China ("PBOC"). 
It is currently expected that Secured Overnight Financing Rate (“SOFR”) will replace US$ 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.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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The composition of non-recourse borrowings as at December 31 is presented in the following table:
December 31, 2019December 31, 2018
Weighted-averageWeighted-average
Weighted-Weighted-
averageaverage
interestTermCarryingEstimatedinterestTermCarryingEstimated
(MILLIONS EXCEPT AS NOTED)rate (%)(years)valuefair valuerate (%)(years)valuefair value
Non-recourse borrowings
Hydroelectric(1)............5.910 $6,616$7,1066.19$6,318$6,517
Wind ............................5.2111,8992,0064.7111,9141,957
Solar ............................5.153553636.07142133
Storage and other.........3.9494984.159195
Total ...............................5.7108,964$9,5735.7108,465$8,702
Add: Unamortized premiums(2) ..........................91
Less: Unamortized financing fees(2) ...................(69)(76)
Less: Current portion..........................................(685)(495)
$8,219$7,895
(1) 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.
(2) Unamortized premiums and unamortized financing fees are amortized over the terms of the borrowing.
Future repayments of Brookfield Renewable’s non-recourse borrowings for each of the next five years and thereafter are as follows:
20202021202220232024ThereafterTotal
(MILLIONS)
Non-recourse borrowings
Hydro ...................................... $402$123$583$924$399$4,185$6,616
Wind........................................1331201561561271,2071,899
Solar ........................................14910———196355
Storage and other ....................1801111094
$685$333$740$1,081$527$5,598$8,964
The following table outlines the change in the unamortized financing fees of non-recourse borrowings for the year ended December 31:
201920182017
(MILLIONS)
Non-recourse borrowings
Unamortized financing fees, beginning of year................................................... $(76)$(72) $(74)
Additional financing fees.....................................................................................(15)(21)(16)
Amortization of financing fees ............................................................................121214
Foreign exchange translation and other...............................................................1054
Unamortized financing fees, end of year............................................................. $(69) $(76) $(72)
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 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.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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 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.
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.
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. 
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
January 1activitiesAcquisitionHeld for saleOther(1)December 31
(MILLIONS)
2019
Corporate borrowings....... $2,328(314)——86$2,100
Non-recourse borrowings. $8,390339319(196)52$8,904
2018
Corporate borrowings....... $2,552(88)——(136) $2,328
Non-recourse borrowings. $9,214(178)90(360)(376) $8,390
(1) Includes foreign exchange and amortization of unamortized premium and financing fees.
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Statements and Notes
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15. NON-CONTROLLING INTERESTS
Brookfield Renewable’s non-controlling interests are comprised of the following as at December 31:
20192018
(MILLIONS)
Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries .................................................. $8,742$8,129
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield .........................................6866
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – Redeemable/Exchangeable 
units held by Brookfield ...........................................................................................................3,3153,252
Preferred equity ................................................................................................................................597568
$12,722$12,015
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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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Participating non-controlling interests – in operating subsidiaries
The net change in participating non-controlling interests – in operating subsidiaries is as follows:
Brookfield
AmericasBrookfieldBrookfieldBrookfieldCanadianTheIsagenIsagen public
InfrastructureInfrastructureInfrastructureInfrastructureHydroelectricCatalystinstitutionalnon-controlling
(MILLIONS)FundFund IIFund IIIFund IVPortfolioGroupinvestorsinterestsOtherTotal
As at December 31, 2016 ................... $963$1,654$1,085$—$—$127$1,675$14$71$5,589
Net income (loss)................................(29)(13)33——1247—353
OCI .....................................................(76)269111——278(1)—383
Capital contributions ..........................—89186———19——294
Acquisition .........................................——525——————525
Distributions .......................................(8)(317)(88)——(7)(115)—(4)(539)
Purchase of Isagen shares...................——(1)———(5)5—(1)
Other ...................................................——1———2(9)—(6)
As at December 31, 2017 ...................8501,6821,852——1341,7019706,298
Net income..........................................1986—41417418297
OCI .....................................................66298805—(11)(18)5045581,707
Capital contributions ..........................—95—293————307
Acquisition .........................................————————2121
Distributions .......................................(17)(81)(276)——(6)(167)—(6)(553)
Other ...................................................—12(3)—(10)———5352
As at December 31, 2018 ...................9001,9292,469—2761242,212152048,129
Net income (loss)................................—(13)736191715415262
OCI .....................................................46134330(3)61(41)2662—795
Capital contributions ..........................——2159268——(2)3430
Disposals.............................................—(87)——————(85)(172)
Distributions .......................................(24)(120)(274)—(1)(11)(259)(1)(16)(706)
Other ...................................................—8(3)1(5)—2(2)34
As at December 31, 2019 ................... $922$1,851$2,597$163$618$89$2,375$13$114$8,742
Interests held by third parties .............75%-80%43%-60%23%-71%72%-73%50%25%53%0.4%20%-50%
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated Financial Statements and NotesDecember 31, 2019
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The following tables summarize certain financial information of operating subsidiaries that have non-controlling interests that are material to Brookfield Renewable:
Brookfield
AmericasBrookfieldBrookfieldBrookfield CanadianThe
InfrastructureInfrastructureInfrastructureInfrastructureHydroelectricCatalyst
(MILLIONS)FundFund IIFund III(1) Fund IVPortfolioGroupIsagen (2)OtherTotal
Interests held by third parties.......................................................75%-80%43%-60%69%-71%72%-73%50%25%76%20%-50%
United States,United States,
United States,Brazil,Brazil,
United States,Brazil,India,India, Canada,
Place of business ..........................................................................BrazilEuropeChinaChinaCanadaUnited StatesColombiaColombia
Year ended December 31, 2017:
Revenue..................................................................................... $123$430$53$—$—$135$797$32$1,570
Net income (loss) ......................................................................(34)(20)18——47897107
Total comprehensive income (loss) ..........................................(133)529126——57236—815
Net income (loss) allocated to non-controlling interests .............(29)(13)13——1267353
Year ended December 31, 2018:
Revenue..................................................................................... $157$447$311$—$38$142$896$21$2,012
Net income ................................................................................21719—15563312442
Total comprehensive income (loss) ..........................................95544898—25(16)1,290162,852
Net income allocated to non-controlling interests .......................1915—6142511297
As at December 31, 2018:
Property, plant and equipment, at fair value ............................. $1,687$5,553$2,322$—$1,679$875$6,665$253$19,034
Total assets................................................................................1,7375,8313,725—1,9759827,71729322,260
Total borrowings .......................................................................5361,979838—9243691,744706,460
Total liabilities ..........................................................................5822,3951,441—1,9333873,5488810,374
Carrying value of non-controlling interests .................................9001,9291,641—3141243,169528,129
Year ended December 31, 2019:
Revenue..................................................................................... $155$451$255$39$96$145$971$29$2,141
Net income (loss) ......................................................................2(20)10942672936409
Total comprehensive income (loss) ..........................................612943594138(99)1,007171,781
Net income allocated to non-controlling interests .......................—(13)8619172205262
As at December 31, 2019:
Property, plant and equipment, at fair value ............................. $1,713$5,240$2,508$538$1,849$696$7,352$261$20,157
Total assets................................................................................1,7545,4553,3716623,4867948,40326824,193
Total borrowings .......................................................................5091,7568503311,6513251,865937,380
Total liabilities ..........................................................................5692,1161,0894392,0453423,92811410,642
Carrying value of non-controlling interests .................................9221,8521,622162651883,395508,742
(1) Excludes information relating to Isagen 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%.
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated Financial Statements and NotesDecember 31, 2019
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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.
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:
20192018
(MILLIONS)
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield ....................................... $5$5
Incentive distribution ......................................................................................................................5040
 $55$45
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – Redeemable/Exchangeable 
units held by Brookfield ............................................................................................................. $268$255
  $323$300
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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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:
201920182017
(MILLIONS)
For the year ended December 31:
Revenue .................................................................................................................. $2,980$2,982$2,625
Net income .............................................................................................................27340351
Comprehensive income ..........................................................................................1,9983,6671,401
Net income allocated to(1):
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield ............—1(1)
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – 
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield ......................................(25)17(23)
As at December 31:
Property, plant and equipment, at fair value........................................................... $30,714$29,025
Total assets .............................................................................................................35,69134,103
Total borrowings.....................................................................................................11,00410,718
Total liabilities........................................................................................................17,56016,897
Carrying value of (2):
General partnership interest in a holding subsidiary held by Brookfield ............6866
Participating non-controlling interests – in a holding subsidiary – 
Redeemable/Exchangeable units held by Brookfield ......................................3,3153,252
(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
CumulativepermittedCarrying value as at
December 31
Sharesdividendredemption
outstandingrate (%)date(MILLIONS, EXCEPT AS20192018December 31, 2019December 31, 2018
NOTED)
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 
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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public float 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. 
16. 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 31Carrying value as at
(MILLIONS, EXCEPTSharesdistributionredemption
outstandingrate (%)date20192018December 31, 2019December 31, 2018
AS NOTED)
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 fiveyears 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 will terminate on July 8, 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.
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%. 
17. 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).
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
Statements and Notes
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As at December 31, 2019, Brookfield Asset Management’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.
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:
20192018
(MILLIONS)
Brookfield......................................................................................................................................... $116$110
External LP Unitholders ...................................................................................................................254245
$370$355
In February 2020, distributions to unitholders were increased to $2.17 per LP Unit on an annualized basis, an increase of $0.11 per LP Unit, which will take effect on the distribution payable in March 2020.
18. GOODWILL 
The following table provides a reconciliation of goodwill:
NotesTotal
(MILLIONS)
Balance, as at December 31, 2017................................................................................................................$901
Acquired through acquisition.....................................................................................................................327
Transfer to Assets held for sale..................................................................................................................5(22)
Foreign exchange .......................................................................................................................................(78)
Balance, as at December 31, 2018................................................................................................................828
Foreign exchange .......................................................................................................................................(7)
Balance, as at December 31, 2019................................................................................................................$821
19. 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 32%, respectively (2018: 15%and 32%, 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 
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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’s strategy during 2019, which was unchanged from 2018, was to maintain the measures set out in the following schedule as at December 31:
CorporateConsolidated
2019201820192018
(MILLIONS)
Corporate credit facility(1) ............................................................... $299$721$299$721
Debt
Medium term notes(2) ................................................................... $1,808$1,613$1,808$1,613
Non-recourse borrowings(3) ..........................................................——8,9648,465
1,8081,61310,77210,078
Deferred income tax liabilities, net(4) ..............................................——4,4214,049
Equity
Participating non-controlling interest - in operating subsidiaries..——8,7428,129
Preferred equity ............................................................................597568597568
Preferred limited partners' equity ....................................................833707833707
Unitholders' equity(5) .......................................................................7,9597,8027,9597,802
Total capitalization ......................................................................... $11,197$10,690$33,324$31,333
Debt to total capitalization ..............................................................16%15%32%32%
(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) Consolidated non-recourse borrowings includes $142 million (2018: $6 million) borrowed under a subscription facility of a Brookfield sponsored 
private fund and excludes $60 million (2018: $75 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.
20. EQUITY-ACCOUNTED INVESTMENTS 
The following table outlines the changes in Brookfield Renewable’s equity-accounted investments:
201920182017
(MILLIONS)
Balance, beginning of year..................................................................................... $1,569$721$206
Investment ..............................................................................................................194420469
Share of net income................................................................................................11682
Share of other comprehensive income ...................................................................17442656
Dividends received .................................................................................................(64)(42)(31)
Foreign exchange translation and other..................................................................5(24)19
Balance, end of year ............................................................................................... $1,889$1,569$721
The following tables summarize gross revenues, net income, assets and liabilities of equity-accounted investments in aggregate:
201920182017
(MILLIONS)
Revenue .................................................................................................................. $1,4431,305$310
Net income (loss)....................................................................................................29223(24)
Share of net income(1).............................................................................................11682
(1)  Brookfield Renewable's ownership interest in these entities ranges from 13-50%.
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(MILLIONS)20192018
Current assets.................................................................................................................................... $1,102$682
Property, plant and equipment, at fair value.....................................................................................16,25611,999
Other assets.......................................................................................................................................571608
Current liabilities ..............................................................................................................................1,2791,080
Non-recourse borrowings .................................................................................................................7,3656,078
Other liabilities .................................................................................................................................2,5801,197
21. CASH AND CASH EQUIVALENTS 
Brookfield Renewable’s cash and cash equivalents as at December 31 are as follows:
20192018
(MILLIONS)
Cash .................................................................................................................................................. $103$127
Short-term deposits...........................................................................................................................1246
 $115$173
22. RESTRICTED CASH 
Brookfield Renewable’s restricted cash as at December 31 is as follows:
Note20192018
(MILLIONS)
Operations ..........................................................................................................................$87$119
Credit obligations ..............................................................................................................6960
Capital expenditures and development projects ................................................................172
Total...................................................................................................................................173181
Less: non-current ...............................................................................................................24(19)(45)
Current...............................................................................................................................$154$136
23. TRADE RECEIVABLES AND OTHER CURRENT ASSETS 
Brookfield Renewable’s trade receivables and other current assets as at December 31 are as follows:
20192018
(MILLIONS)
Trade receivables.............................................................................................................................. $406$339
Prepaids and others...........................................................................................................................119114
Other short-term receivables ............................................................................................................142109
Current portion of contract asset ......................................................................................................5145
 $718$607
As at December 31, 2019, 66% (2018: 74%) 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.
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24. OTHER LONG-TERM ASSETS 
The composition of Brookfield Renewable’s other long-term assets as at December 31 is presented in the following table:
20192018
(MILLIONS)
Contract asset .....................................................................................................................$$402
Restricted cash ...................................................................................................................1945
Other ..................................................................................................................................7158
$$505
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 the year 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 28 – Related party transactions, for additional details regarding Brookfield Renewable’s revenue agreements with Brookfield.
25. ACCOUNTS PAYABLE AND ACCRUED LIABILITIES 
Brookfield Renewable’s accounts payable and accrued liabilities as at December 31 are as follows:
20192018
(MILLIONS)
Operating accrued liabilities............................................................................................................. $$263
Accounts payable..............................................................................................................................11176
Interest payable on borrowings.........................................................................................................7376
Deferred consideration .....................................................................................................................6030
LP Unitholders’ distributions, preferred limited partnership unit distributions and preferred 
dividends payable(1) ......................................................................................................................3330
Current portion of lease liabilities ....................................................................................................15—
Other .................................................................................................................................................6158
$$533
(1) Includes amounts payable only to external LP Unitholders. Amounts payable to Brookfield are included in due to related parties.
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26. OTHER LONG-TERM LIABILITIES 
Brookfield Renewable’s other long-term liabilities as at December 31 are comprised of the following:
20192018
(MILLIONS)
Contract liabilities...........................................................................................................$$479
Lease liabilities ...............................................................................................................118—
Pension obligations.........................................................................................................9980
Acquisition related provisions ........................................................................................6878
Decommissioning retirement obligations .......................................................................7867
Concession payment liability..........................................................................................67
Other ...............................................................................................................................5623
$$734
Brookfield Renewable has recorded decommissioning retirement obligations 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 2027 to 2137. The estimated cost of decommissioning activities is based on a third-party assessment.
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 24 – Other long-term assets, for additional details regarding Brookfield Renewable’s contract balances. See Note 28 – 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. 
27. 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.
Together  with  institutional  partners,  Brookfield  Renewable  is  committed  to  invest  C$400  million  in  TransAlta's convertible securities in October 2020. Brookfield Renewable also agreed, subject to certain terms and conditions, to increase its ownership of TransAlta common shares to 9% up to a price ceiling. 
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.
Brookfield Renewable, alongside institutional partners, entered into a commitment to invest approximately $121 million to acquire a 428 MW solar development portfolio in Brazil. The transaction is expected to close in the first quarter of 2020, subject to customary closing conditions, with Brookfield Renewable expected to hold a 25% interest.
Contingencies
Brookfield Renewable and its subsidiaries are subject to various legal proceedings, arbitrations and actions arising in the normal course of business. While the final outcome of such legal proceedings and actions cannot be predicted with certainty, it is the opinion of management that the resolution of such proceedings and actions will not have a material impact on Brookfield Renewable’s consolidated financial position or results of operations.
Brookfield Renewable, on behalf of Brookfield Renewable’s 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 14 – Borrowings.
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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: 
 
20192018
(MILLIONS)
Brookfield Renewable along with institutional investors............................................................... $50$51
Brookfield Renewable's subsidiaries ..............................................................................................286338
$336$389
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. 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 its subsidiaries have made material payments under such indemnification agreements.28. RELATED PARTY TRANSACTIONS 
Brookfield Renewable’s related party transactions are recorded at the exchange amount. Brookfield Renewable’s related party transactions 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 $108 million (2018: $80 millionand 2017: $82 million).
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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.
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 sales 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.
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 Asset Management 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.
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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 $5.03per MWh in 2026. The energy revenue agreement will terminate in 2046.
Other Revenue Agreements
Pursuant to a 20-year power purchase agreement, Brookfield purchased 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 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 a voting agreement with certain Brookfield subsidiaries that form part of 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%.
The consortium 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.
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Statements and Notes
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Brookfield Renewable entered into a voting agreement with the Brookfield subsidiary that ultimately controls TerraForm Power. Pursuant to this voting agreement, Brookfield Renewable is entitled to direct the election of one of the fourdirectors of the Brookfield subsidiary, thereby providing Brookfield Renewable with significant influence over this subsidiary.
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 are expected to be 25%.
The following table reflects the related party agreements and transactions in the consolidated statements of income, for the year ended December 31:
201920182017
(MILLIONS)
Revenues
Power purchase and revenue agreements........................................................... $558$535$601
Wind levelization agreement..............................................................................176
 $559$542$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) income - borrowings................................................................ $(13) $(8) $—
Management service costs .................................................................................... $(108) $(80) $(82)
(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 Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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The following table reflects the impact of the related party agreements and transactions on the consolidated statements of financial position as at December 31: 
Related party20192018
(MILLIONS)
Current assets 
Contract assetBrookfield......................................................... $51$45
Due from related parties 
Amounts due fromBrookfield.........................................................4855
 Equity-accounted investments and other..........1210
  $111$110
Non-current assets 
Contract assetBrookfield......................................................... $422$402
Current liabilitiesDue to related partiesAmount due to
Brookfield......................................................... $81$54
 Equity-accounted investments and other..........1012
Accrued distributions payable on 
LP Units and Redeemable/Exchangeable
partnership unitsBrookfield.........................................................3635
  $127$101
Non-current liabilities 
Contract liabilityBrookfield......................................................... $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.
29. 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:
201920182017
(MILLIONS)
Trade receivables and other current assets ............................................................. $(41) $(122) $(40)
Accounts payable and accrued liabilities ...............................................................83232
Other assets and liabilities......................................................................................(54)22(17)
 $(87) $(68) $(25)
30. 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.
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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:
201920182017
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pension
(%)pension plansbenefit planspension plansbenefit planspension plansbenefit 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/A1.5% - 3.5%N/A1.5% - 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%
(1) ..
Health care trend rateN/A4.5% - 6.9%N/A5.3% - 6.9%N/A5.3% - 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:
Defined benefitNon-pension
 pension plansbenefit plans
(MILLIONS)
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.
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The pension expense recognized in the consolidated statements of income and consolidated statements of comprehensive income for the year ended December 31:
201920182017
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pension
(MILLIONS)pension plansbenefit planspension plansbenefit planspension plansbenefit 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:
201920182017
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pension
(MILLIONS)pension plansbenefit planspension plansbenefit planspension plansbenefit 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
Defined benefit obligations
The movement of the defined benefit obligation for the year ended December 31 is as follows:
201920182017
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pension
(MILLIONS)pension plansbenefit planspension plansbenefit planspension plansbenefit 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 assumptions ............1—(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
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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:
201920182017
Defined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pensionDefined benefitNon-pension
(MILLIONS)pension plansbenefit planspension plansbenefit planspension plansbenefit 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.............................................................................................................22
Equity securities............................................................................................................................5247
Debt securities...............................................................................................................................4651
100100
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31. SUBSIDIARY PUBLIC ISSUERS
The following tables provide consolidated summary financial information for Brookfield Renewable, BRP Equity, and Finco:  
Brookfield
BrookfieldBRPHoldingOther HoldingConsolidatingRenewable
(MILLIONS)Renewable(1)EquityFincoEntities(1)(2)Subsidiaries(1)(3)adjustments(4)consolidated
As at December 31, 2019:
Current assets ................................. $32$ 408$1,832$133$3,230$(4,161) $1,474
Long-term assets ............................5,428251225,06834,500(31,032)34,217
Current liabilities ...........................407243,9181,852(4,163)1,678
Long-term liabilities.......................——1,80130014,440(659)15,882
Participating non-controlling
interests - in operating
subsidiaries .................................————8,742—8,742
Participating non-controlling
interests -in a holding
subsidiary - Redeemable/
Exchangeable units held by
Brookfield ...................................———3,315——3,315
Preferred equity .............................—597————597
Preferred limited partners' equity833——844—(844)833
As at December 31, 2018:
Current assets ................................... $32$ 389$1,631$93$3,639$(3,823) $1,961
Long-term assets ..............................5,208239124,07832,433(29,817)32,142
Current liabilities .............................386213,0962,351(3,823)1,689
Long-term liabilities.........................——1,60779813,445(642)15,208
Participating non-controlling
interests - in operating
subsidiaries ..................................————8,129—8,129
Participating non-controlling
interests -in a holding subsidiary
- Redeemable\Exchangeable
units held by Brookfield ..............———3,252——3,252
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. and Brookfield BRP Europe Holdings 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.
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Statements and Notes
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Brookfield
BrookfieldBRPHoldingOther HoldingConsolidatingRenewable
(MILLIONS)Renewable(1)EquityFincoEntities(1)(2)Subsidiaries(1)(3)adjustments(4)consolidated
For the year ended December 31, 2019
Revenues .............................................. $—$ —$ —$2$2,979$(1) $2,980
Net income (loss)..................................10—(4)(156)2,190(1,767)273
For the year ended December 31, 2018
Revenues ............................................... $—$ —$ —$—$2,983$(1) $2,982
Net income (loss) ..................................627(1)(25)1,305(945)403
For the year ended December 31, 2017
Revenues ............................................... $—$ —$ —$—$2,625$—$2,625
Net income (loss) ..................................(4)10(1)(435)631(150)51
(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 14 – Borrowings for additional details regarding the medium term corporate notes issued by Finco. See Note 15 – Non-controlling interests for additional details regarding Class A Preference Shares issued by BRP Equity.
32. SUBSEQUENT EVENTS 
Subsequent to year-end, Brookfield Renewable announced a non-binding proposal to acquire all of the outstanding Class A common stock of TerraForm Power, Inc. ("TerraForm Power") not currently held by Brookfield Renewable and its affiliates (the "Proposed Transaction"). Brookfield Renewable and its affiliates currently own an approximate 62% interest in TerraForm Power. Pursuant to the Proposed Transaction, each share of Class A common stock of TerraForm Power would be acquired for Class A shares of Brookfield Renewable Corporation ("BEPC") equivalent to 0.36 of an LP Unit (subject to adjustment on a proportionate basis to reflect the Special Distribution), and the acquisition would close concurrently with the Special Distribution. A transaction can only proceed upon approval by the special committee of TerraForm Power, a majority of TerraForm Power's stockholders not affiliated with Brookfield Renewable and other customary approvals. 
Brookfield Renewable Partner L.P.2019 Audited Consolidated FinancialDecember 31, 2019
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