Azure Power Global
Annual Report 2019

Plain-text annual report

L UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 FORM 20-F (Mark One) ☐ Registration statement pursuant to section 12(b) or 12(g) of the Securities Exchange Act of 1934 Transition report pursuant to section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 or Annual report pursuant to section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 For the fiscal year ended March 31, 2019 or Shell company report pursuant to section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 For the transition period from to or ☐ ☒ ☐ Date of event requiring this shell company report Commission file number 001-37909 Azure Power Global Limited (Exact name of Registrant as specified in its charter) Mauritius (Jurisdiction of Incorporation or Organization) 3rd Floor, Asset 301-304 and 307, Worldmark 3, Aerocity, New Delhi – 110037, India Telephone: (91-11) 49409800 (Address and Telephone Number of Principal Executive Offices) Inderpreet Singh Wadhwa Chief Executive Officer 3rd Floor, Asset 301-304 and 307, World Mark 3, Aerocity, New Delhi – 110037, India Telephone: (91-11) 49409800 (Name, Telephone, E-mail and/or Facsimile Number and Address of Company Contact Person) Securities registered or to be registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of class Equity Shares, par value US$0.000625 per share Trading symbol(s) AZRE Name of exchange on which registered New York Stock Exchange Securities registered or to be registered pursuant to Section 12(g) of the Act. None (Title of Class) Securities for which there is a reporting obligation pursuant to Section 15(d) of the Act. None (Title of Class) Indicate the number of outstanding shares of each of the issuer’s classes of capital or common stock as of the close of the period covered by the annual report. As of March 31, 2019, 41,040,028 equity shares, par value US$0.000625 per share, were issued and outstanding. Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.    Yes   ☐     No   ☒ If this annual report is an annual or transition report, indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934.    Yes   ☐     No   ☒ Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes   ☒     No   ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files).    Yes   ☒     No   ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer or an emerging growth company. See the definitions of “large accelerated filer”, “accelerated filer” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. (Check one): Large accelerated filer   ☐ Accelerated filer   ☒ Non-accelerated filer   ☐              Emerging Growth Company   ☒ If an emerging growth company that prepares its financial statements in accordance with U.S. GAAP, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act.   ☐ Indicate by check mark which basis of accounting the registrant has used to prepare the financial statements included in this filing: U.S. GAAP   ☒    International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board   ☐    Other   ☐ If “Other” has been checked in the previous question, indicate by check mark which financial statement item the registrant has elected to follow.    Item 17   ☐     Item 18   ☐ If this is an annual report, indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Securities Exchange Act of 1934).    Yes   ☐     No   ☒ (APPLICABLE ONLY TO ISSUERS INVOLVED IN BANKRUPTCY PROCEEDINGS DURING THE PAST FIVE YEARS) Indicate by check mark whether the registrant has filed all documents and reports required to be filed by Sections 12, 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 subsequent to the distribution of securities under a plan confirmed by a court:    Yes   ☐     No   ☐                                             TABLE OF CONTENTS Contents ITEM 1. IDENTITY OF DIRECTORS, SENIOR MANAGEMENT AND ADVISERS ITEM 2. OFFER STATISTICS AND EXPECTED TIMETABLE ITEM 3. KEY INFORMATION ITEM 4. INFORMATION ON THE COMPANY ITEM 4A. UNRESOLVED STAFF COMMENTS ITEM 5. OPERATING AND FINANCIAL REVIEW AND PROSPECTS ITEM 6. DIRECTORS, SENIOR MANAGEMENT AND EMPLOYEES ITEM 7. MAJOR SHAREHOLDERS AND RELATED PARTY TRANSACTIONS ITEM 8. FINANCIAL INFORMATION ITEM 9. THE OFFER AND LISTING ITEM 10. ADDITIONAL INFORMATION ITEM 11. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK ITEM 12. DESCRIPTION OF SECURITIES OTHER THAN EQUITY SECURITIES ITEM 13. DEFAULTS, DIVIDEND ARREARAGES AND DELINQUENCIES ITEM  14. MATERIAL MODIFICATIONS TO THE RIGHTS OF SECURITY HOLDERS AND USE OF PROCEEDS ITEM 15. CONTROLS AND PROCEDURES ITEM 16A. AUDIT COMMITTEE FINANCIAL EXPERT ITEM 16B. CODE OF ETHICS ITEM 16C. PRINCIPAL ACCOUNTANT FEES AND SERVICES ITEM 16D. EXEMPTIONS FROM THE LISTING STANDARDS FOR AUDIT COMMITTEES ITEM  16E. PURCHASES OF EQUITY SECURITIES BY THE ISSUER AND AFFILIATED PURCHASERS ITEM 16F. CHANGE IN REGISTRANT’S CERTIFYING ACCOUNTANT ITEM 16G. CORPORATE GOVERNANCE ITEM 16H. MINE SAFETY DISCLOSURE ITEM 17. FINANCIAL STATEMENTS ITEM 18. FINANCIAL STATEMENTS ITEM 19. EXHIBITS 4 4 4 36 52 52 79 92 93 93 94 99 100 101 101 101 102 102 102 103 103 103 103 103 104 104 105                                                                                                                                                                                                                             Except where the context requires otherwise and for purposes of this annual report only: CONVENTIONS USED IN THIS ANNUAL REPORT • • • • • • • • “We,”  “us,”  the  “Company,”  the  “group,”  “Azure”  or  “our”  refers  to  Azure  Power  Global  Limited,  together  with  its  subsidiaries  (including  Azure Power India Private Limited, or AZI, its predecessor and current subsidiary). “CERC”  refers  to  the  Central  Electricity  Regulatory  Commission  of  India,  the  state  level  counterparts  of  which  are  referred  to  as  “State  Electricity Regulatory Commission,” or “SERC ” . “INR,” “rupees,” or “Indian rupees” refers to the legal currency of India. “MNRE” refers to Indian Ministry of New and Renewable Energy. “NSM” refers to the Jawaharlal Nehru National Solar Mission. “Our holding company” refers to Azure Power Global Limited on a standalone basis. “U.S. GAAP” refers to the Generally Accepted Accounting Principles in the United States. “US$” or “U.S. dollars” refers to the legal currency of the United States. In  this  annual  report,  references  to  “U.S.”  or  the  “United  States”  are  to  the  United  States  of  America,  its  territories  and  its  possessions.  References  to “India” are to the Republic of India, its territories and its possessions. References to “Mauritius” are to the Republic of Mauritius. Unless otherwise indicated, the consolidated financial statements and related notes included in this annual report have been presented in Indian rupees and prepared in accordance with U.S. GAAP. References to a particular “fiscal” year are to our fiscal year ended March 31 of that year, which is typical in our industry and in the jurisdictions in which we operate. This annual report contains translations of certain Indian rupee amounts into U.S. dollars at specified rates solely for the convenience of the reader. Unless otherwise stated, the translation of Indian rupees into U.S. dollars has been made at INR 69.16 to US$1.00, which is the noon buying rate in New York City for cable transfer in non-U.S. currencies as certified for customs purposes by the Federal Reserve Bank of New York on March 29, 2019. We make no representation that the Indian rupee or U.S. dollar amounts referred to in this annual report could have been converted into U.S. dollars or Indian rupees, as the case may be, at any particular rate or at all. As used in this annual report, all references to watts (e.g., megawatts, gigawatts, kilowatt hour, terawatt hour, MW, GW, kWh, etc.) refer to measurements of power generated. 1 SPECIAL NOTE REGARDING FORWARD-LOOKING STATEMENTS This annual report contains forward looking statements about our current expectations and views of future events. All statements, other than statements of historical facts, contained in this annual report, including statements about our strategy, future operations, future financial position, future revenues, projected costs, prospects, plans and future megawatt goals of management, are forward looking statements. These statements relate to events that involve known and unknown risks, uncertainties and other factors, including those listed under “Item 3. Key Information — D. Risk Factors,” which may cause our actual results, performance or achievements to be materially different from any future results, performance or achievements expressed or implied by the forward looking statements. In some cases, these forward looking statements can be identified by words or phrases such as “may,” “will,” “expect,” “anticipate,” “aim,” “estimate,” “intend,” “plan,” “believe,” “potential,” “continue,” “is/are likely to” or other similar expressions. These forward looking statements are subject to risks, uncertainties and assumptions, some of which are beyond our control. In addition, these forward looking statements reflect our current views about future events and are not a guarantee of future performance. Actual outcomes may differ materially from the information contained in the forward looking statements because of a number of factors, including, without limitation, the risk factors set forth in “Item 3. Key Information — D. Risk Factors” and the following: • • • • • • • • • • • • • • • the pace of government sponsored auctions; changes in auction rules; the Indian government’s willingness to enforce Renewable Purchase Obligations, or RPOs; permitting, development and construction of our project pipeline according to schedule; solar radiation in the regions in which we operate; developments in, or changes to, laws, regulations, governmental policies, incentives and taxation affecting our operations; adverse changes or developments in the industry in which we operate; our ability to maintain and enhance our market position; our ability to successfully implement any of our business strategies, including acquiring other companies; our ability to enter into power purchasing agreements, or PPAs, on acceptable terms, the occurrence of any event that may expose us to certain risks under our PPAs and the willingness and ability of counterparties to our PPAs to fulfill their obligations; our  ability  to  borrow  additional  funds  and  access  capital  markets,  as  well  as  our  substantial  indebtedness  and  the  possibility  that  we  may  incur additional indebtedness going forward; our ability to establish and operate new solar projects; our ability to compete against traditional and renewable energy companies; the loss of one or more members of our senior management or key employees; political and economic conditions in India; • material changes in the costs of solar panels and other equipment required for our operations; • • fluctuations in inflation, interest rates and exchange rates; other risks and uncertainties, including those listed under the caption “Item 3. Key Information — D. Risk Factors.” 2                                     The forward looking statements made in this annual report relate only to events or information as of the date on which the statements are made in this annual  report.  Except  as  required  by  law,  we  undertake  no  obligation  to  update  or  revise  publicly  any  forward  looking  statements,  whether  as  a  result  of  new information, future events or otherwise, after the date on which the statements are made or to reflect the occurrence of unanticipated events. You should read this annual report and the documents that we reference in this annual report and have filed as exhibits with the SEC, of which this annual report is a part, completely and with the understanding that our actual future results or performance may be materially different from what we expect. This  annual  report  also  contains  statistical  data  and  estimates,  including  those  relating  to  the  solar  industry  and  our  competition  from  market  research, analyst  reports  and  other  publicly  available  sources.  These  publications  include  forward  looking  statements  being  made  by  the  authors  of  such  reports.  These forward  looking  statements  are  subject  to  a  number  of  risks,  uncertainties  and  assumptions.  Actual  results  could  differ  materially  and  adversely  from  those anticipated or implied in the forward looking statements. 3   PART I ITEM 1. IDENTITY OF DIRECTORS, SENIOR MANAGEMENT AND ADVISERS Not applicable ITEM 2. OFFER STATISTICS AND EXPECTED TIMETABLE Not applicable ITEM 3. KEY INFORMATION A. Selected Financial Data The following selected consolidated statement of operations data for the fiscal years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 and the selected consolidated balance sheet data as of March 31, 2018 and 2019, have been derived from our audited consolidated financial statements included elsewhere in this annual report. The selected consolidated statement of operations data for the fiscal years ended March 31, 2016 and selected consolidated balance sheet data as of March 31, 2016 and  2017  have  been  derived  from  our  audited  consolidated  financial  statements  not  included  in  this  annual  report.  Our  consolidated  financial  statements  are prepared and presented in accordance with U.S. GAAP. Our historical results do not necessarily indicate our results expected for any future period. 4 The following information should be read in conjunction with, and is qualified in its entirety by reference to, “Item 5. Operating and Financial Review and Prospects” and the audited consolidated financial statements and the notes thereto included elsewhere in this annual report. Consolidated Statement of Operations data: Operating revenues: Sale of power Operating costs and expenses: Cost of operations (exclusive of depreciation and    amortization shown separately below) General and administrative Depreciation and amortization Total operating costs and expenses: Operating income Other expense, net: Interest expense, net Loss (gain) on foreign currency exchange, net Total other expenses, net Profit / (loss) before income tax Income tax expense Net profit / (loss) Less: Net (loss) / profit attributable to    non-controlling interest Net profit / (loss) attributable to APGL Accretion to Mezzanine CCPS Accretion to redeemable non-controlling interest Net profit / (loss) attributable to APGL equity shareholders Net profit / (loss) per share attributable to APGL    equity stockholders Basic# Diluted# Shares used in computing basic and diluted    per share amounts: Weighted average shares used in basic Weighted average shares used in diluted 2016(1) (INR) Fiscal Year Ended March 31, 2018 (INR) 2019 (INR) 2017 (INR) 2019 (2) (US$) (In thousands) 2,626,148      4,182,985      7,700,600      9,926,209      143,525  190,648      672,841      687,781      1,551,270      1,074,878   375,787      797,161      1,046,565      2,219,513      1,963,472   691,947      1,187,379      1,882,451      3,761,777      3,938,823   2,058,836      343,137      2,401,973      (1,327,095)   (327,745)     (1,654,840)   2,371,836      (109,128)     2,262,708      (299,236)   (892,333)     (1,191,569)   5,168,218      45,716      5,213,934      (1,275,111)   252,882      (1,022,229)   868,963      1,313,765      2,137,133      4,319,861      5,606,348   4,873,042      442,001      5,315,043      291,305   (152,812)     138,493   (4,651)     (1,650,189)   (1,347,923)     (29,825)     (18,924)     (1,172,645)   (235,853)     (44,073)     (201,547)     (820,682)   —      (6,397)     60,094      78,399   —      —      12,565  18,996  30,901  62,462  81,063 70,460  6,391  76,851  4,212 (2,210) 2,002 869  1,133 —  —  (3,027,937)   (1,452,571)   (827,079)   78,399   1,133 (1,722.30)     (1,722.30)     (111.39)     (111.39)     (31.84)     (31.84)     2.37      2.31      1,758,080      1,758,080      13,040,618      13,040,618      25,974,111      25,974,111      33,063,832      33,968,127      0.03  0.03  —  — # The Company attributed profits amounting to INR 109,070 (US$ 1,577), for the year ended March 31, 2019, towards a non-controlling interest which was acquired during the year. Earnings per share for the year ended March 31, 2019, excluding the non-controlling interest is INR 5.67 (US$ 0.08). 5                                                                                                                                                                                                                                                                  The following table sets forth a summary of our consolidated statement of financial position as of March 31, 2016, 2017, 2018 and 2019: Balance Sheet data: Cash, cash equivalents, and current investments    available for sale Property, plant and equipment, net Total assets Compulsorily convertible debentures and Series    E & Series G compulsorily convertible preferred    shares (3) Project level and other debt (4) Mezzanine CCPS shares (5) Total APGL shareholders’ (deficit)/equity Total shareholders’ (deficit)/equity and liabilities 2016 (1) (INR) 2017 (INR) As of March 31, 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (2) (US$) (in thousands) 3,090,386      24,381,429      30,890,840   8,757,467      40,942,608      57,493,965   10,544,989      9,730,099      56,580,700      83,444,529      73,984,120   108,863,760   152,472  1,206,543  1,574,084 3,600,700      20,487,951      9,733,272      (7,437,447)     —      35,157,808      —      13,222,130      —      53,943,823      —      12,117,537      —      71,772,241      —      25,129,739      —  1,037,771  —  363,357  30,890,840   57,493,965   73,984,120   108,863,760   1,574,084 Notes: (1) (2) (3) (4) Includes consolidated financial data of AZI prior to July 2015, since, the Company was incorporated in 2015, and AZI is considered as the predecessor of the Company. Translation of balances in the consolidated balance sheets and the consolidated statements of operations, comprehensive loss, shareholders’ (deficit)/equity and cash flows from INR into US$, as of and for the fiscal year ended March 31, 2019 are solely for the convenience of the readers and were calculated at the rate of US$1.00 = INR 69.16, the noon buying rate in New York City for cable transfers in non U.S. currencies, as certified for customs purposes by the Federal Reserve Bank of New York on March 29, 2019. No representation is made that the INR amounts could have been, or could be, converted, realized or settled into US$ at that rate on March 31, 2019, or at any other rate. The  Series  E  and  Series  G  compulsorily  convertible  preferred  shares  were  classified  as  a  current  liability  in  the  consolidated  balance  sheet  and  were converted into equity shares pursuant to our IPO in October 2016. This balance represents the short term and long-term portion of project level secured term loans and other secured bank loans. It is net of ancillary cost of borrowing of INR 850,715 (US$ 12,298) as on March 31, 2019 and INR 827,539 as on March 31, 2018. (5) Compulsorily Convertible Preferred Shares (“CCPS”) include the Mezzanine CCPS and are classified as temporary equity in the consolidated balance sheet. Mezzanine CCPS were converted into equity shares pursuant to our IPO in October 2016. Note: There may be differences due to rounding B. Capitalization and Indebtedness Not applicable C. Reasons for the Offer and Use of Proceeds Not applicable 6                                   D. Risk Factors If any of the following risks actually occur, our business, financial condition, results of operations and cash flows could be materially and adversely affected. In that event, the trading price of our equity shares could decline, and you may lose part or all of your investment. This annual report also contains forward-looking information that involves risks and uncertainties. Our actual results could differ materially from those anticipated in these forward-looking statements as a result of many factors, including the risks described below and elsewhere in this annual report. Risks Related to Us and Our Industry Our long term growth depends in part on the Indian government’s ability to meet its announced targeted solar capacity. The  Indian  government  has  increased  its  2022  target  for  solar  capacity  from  20  GW  to  100  GW,  under  the  NSM.  However,  actual  capacity  additions historically were lower than the Indian government’s announced targeted capacity additions. For example, actual capacity additions represented only 47% of the targeted  solar  capacity  additions  of  16.6  GW  in  the  twelfth  five-year  plan  by  the  Indian  government  (the  “Twelfth  Five-Year  Plan”).  This  shortfall  in  actual capacity additions was due to issues in timely commissioning of conventional power plants, which included delays in land acquisition, obtaining regulatory permits and difficulties in securing reliable and cost-efficient fuel supplies. Under the prior Five Year Plans before the eleventh Five-Year Plan, solar capacity targets were not included. As such, there is a short track record of meeting solar capacity targets. India has since departed from the Five Year Plans with the establishment of the National Institution for Transforming India in January 2015. As per the three year action agenda for the period 2017 to 2020, a target of 100 GW of renewable energy has been set at March 31, 2020 with the objective of achieving 175 GW renewable energy capacity by 2022. However, recently several state and central auctions have been cancelled, such as the 1,200 MW auction cancelled in the state of Gujarat and a 3,000 MW manufacturing linked auction was cancelled by Solar Energy Corporation of India (“SECI”). Any failure to meet the Indian government’s targeted solar capacity may result in a slowdown in our growth opportunities and adversely affect our ability to achieve our long term business objectives, targets and goals. The reduction, modification or elimination of central and state government incentives may reduce the economic benefits of our existing solar projects and our opportunities to develop or acquire suitable new solar projects. The development and profitability of renewable energy projects in the locations in which we operate are dependent on policy and regulatory frameworks that support such developments. Further, India’s Income Tax Act, 1961 as amended, provides for certain tax benefits, including 100% tax deductions of the profits derived  from generation  of power for  any 10 consecutive  years, out of the first  15 years,  beginning from  the year in which project  is completed.  However, the exemption was only available to the projects completed on or before March 31, 2017. In addition, certain state policies also provide economic incentives like single window clearance system and setting up of solar parks. The availability and size of such incentives depend, to a large extent, on political and policy developments relating to environmental concerns in India and are typically available only for a specified time. Generally, the amount of government incentives for solar projects has been decreasing as the cost of producing energy has approached grid parity. Changes in central and state policies could lead to a significant reduction in or a discontinuation of the support for renewable energies. Reductions in economic incentives that apply to future solar projects could diminish the availability of our opportunities to continue to develop or acquire suitable  newly  developed  solar  projects.  Such  reductions  may  also  apply  retroactively  to  existing  solar  projects,  which  could  significantly  reduce  the  economic benefits  we  receive  from  our  existing  solar  projects.  Moreover,  some  of  the  solar  program  incentives  expire  or  decline  over  time,  are  limited  in  total  funding, require renewal from regulatory authorities or require us to meet certain investment or performance criteria. In addition, although various SERCs have specified RPOs for their distribution companies, the implementation of RPO schemes has not been uniform across Indian states. Although states are beginning to enforce RPOs under the guidance from the Indian government, RPOs have historically been breached without consequences. Additionally, we may not continue to qualify for such incentives. We may choose to implement other solar power projects, such as rooftop projects, that are outside the scope of such incentives. 7 Further, increased emphasis on reducing greenhouse gas emissions and the possibility of trading carbon dioxide emission quotas has led to extra duties being  levied  on  sources  of  energy,  primarily  fossil  fuels,  which  cause  carbon  dioxide  pollution.  The  imposition  of  these  duties  has  indirectly  supported  the expansion of power generated from renewable energy and, in turn, solar projects in general. If such direct and indirect government support for renewable energy were terminated or reduced, it would make producing electricity from solar projects less competitive and reduce demand for new solar projects. A  significant  reduction  in  the  scope  or  discontinuation  of  government  incentive  programs  in  our  markets  could  have  a  material  adverse  effect  on  our business, financial condition, results of operations, cash flows and prospects. Our operations are subject to extensive governmental, health, safety and environmental regulations, which require us to obtain and comply with the terms of various approvals, licenses and permits. Any failure to obtain, renew or comply with the terms of such approvals, licenses and permits in a timely manner or at all may have a material adverse effect on our results of operations, cash flows and financial condition. The  power  generation  business  in  India  is  subject  to  a  broad  range  of  environmental,  health,  safety  and  other  laws  and  regulations.  These  laws  and regulations require us to obtain and maintain a number of approvals, licenses, registrations and permits for developing and operating power projects. Additionally, we  may  need  to  apply  for  more  approvals  in  the  future,  including  renewal  of  approvals  that  may  expire  from  time  to  time.  For  example,  we  require  various approvals  during  construction  of  our  solar  projects  and  prior  to  the  commissioning  certificate  is  issued,  including  capacity  allocation  and  capacity  transfer approvals,  approvals  from  the  local  pollution  control  boards,  evacuation  and  grid  connectivity  approvals  and  approval  from  the  chief  electrical  inspector  for installation  and  energization  of  electrical  installations  at  the  solar  project  sites.  In  addition,  we  are  required  to  comply  with  state-specific  requirements.  Certain approvals may not be obtained in a timely manner. Certain approvals may also be granted on a provisional basis or for a limited duration and require renewal. If the conditions specified therein are not satisfied at a later date, we may not be able to evacuate power from these projects. In addition, we could be affected by the adoption or implementation of new safety, health and environmental laws and regulations, new interpretations of existing  laws,  increased  governmental  enforcement  of  environmental  laws  or  other  similar  developments  in  the  future.  For  instance,  we  currently  fall  under  an exemption granted to solar photovoltaic projects that exempts us from complying with the Environment Impact Assessment Notification, 2006, issued under the Environment  (Protection)  Act,  1986.  While  we  are  required  to  obtain  consents  and  operate  in  certain  Indian  states  under  the  Water  (Prevention  and  Control  of Pollution) Act, 1974, Air (Prevention and Control of Pollution) Act, 1981 and the Hazardous Waste (Management, Handling and Transboundary Movement) Rules, 2008, certain state policies in relation to solar projects exempt us from obtaining such consents or have reduced or simplified procedural requirements for obtaining such consents. However, there can be no assurance that we will not be subject to any such consent requirements in the future, and that we will be able to obtain and maintain such consents or clearances in a timely manner, or at all, or that we will not become subject to any regulatory action on account of not having obtained or renewed such clearances in any past periods. Furthermore, our government approvals and licenses are subject to numerous conditions, some of which are onerous and require us to make substantial expenditure. We may incur substantial costs, including clean up or remediation costs, fines and civil or criminal sanctions, and third-party property damage or personal injury claims, as a result of any violations of or liabilities under environmental or health and safety laws or noncompliance with permits and approvals, which, as a result, may have an adverse effect on our business and financial condition. We cannot assure you that we will be able to apply for or renew any approvals, licenses, registrations or permits in a timely manner, or at all, and that the relevant authorities will issue any of such approvals, licenses, registrations or permits in the time frames anticipated by us. Further, we cannot assure you that the approvals, licenses, registrations and permits issued to us would not be subject to suspension or revocation for non-compliance or alleged non-compliance with any terms  or  conditions  thereof,  or  pursuant  to  any  regulatory  action.  Any  failure  to  apply  for,  renew  and  obtain  the  required  approvals,  licenses,  registrations  or permits,  or  any  suspension  or  revocation  of  any  of  the  approvals,  licenses,  registrations  and  permits  that  have  been  or  may  be  issued  to  us,  or  any  onerous conditions  made applicable  to us in terms  of such approvals,  licenses,  registrations  or permits  may impede  the successful  commissioning  and operations  of our power projects, which may adversely affect our business, results of operations and cash flows. 8 The generation of electricity from solar sources depends heavily on suitable meteorological conditions. If solar conditions are unfavorable, our electricity generation, and therefore revenue from our solar projects, may be substantially below our expectations. The electricity produced and revenues generated by our solar projects are highly dependent on suitable solar conditions and associated weather conditions and air pollution, which are beyond our control. Furthermore, components of our systems, such as solar panels and inverters, could be damaged by severe weather, such as hailstorms, tornadoes or lightning strikes. We generally will be obligated to bear the expense of repairing the damaged solar energy systems that we own, and replacement and spare parts for key components may be difficult or costly to acquire or may be unavailable. Unfavorable weather, high levels of air pollution and atmospheric conditions could impair the effectiveness of our assets or reduce their output beneath their rated capacity or require shutdown of key equipment, impeding  operation  of  our  solar  assets  and  our  ability  to  achieve  certain  performance  guarantees  pursuant  to  our  PPAs,  forecasted  revenues  and  cash  flows. Sustained unfavorable weather could also unexpectedly delay the installation of solar energy systems, which could result in a delay in us acquiring new projects or increase the cost of such projects. We guarantee the performance of our solar power plants and could suffer monetary consequences if our plants do not produce to our contracted levels. We  base  our  investment  decisions  with  respect  to  each  solar  project  on  the  findings  of  related  solar  studies  conducted  on-site  prior  to  construction. However,  actual  climatic  conditions  at  a  project  site  may  not  conform  to  the  findings  of  these  studies  and  therefore,  our  facilities  may  not  meet  anticipated production levels or the rated capacity of our generation assets, which could adversely affect our business, financial condition, results of operations and cash flows. Our limited operating history, especially with large-scale solar projects, may not serve as an adequate basis to judge our future prospects, results of operations and cash flows. We began our business in 2008 and have a limited operating history. We established our first utility scale solar plant in India in 2009. As of March 31, 2019, we operated 41 utility scale projects and several commercial rooftop projects with a combined rated capacity of 1,441 MW. As of March 31, 2019, we were also  constructing  13  projects  with  a  combined  rated  capacity  of  386  MW  and  had  an  additional  1,529  MW  of  projects  committed,  bringing  our  total  portfolio capacity  to  3,356  MW.  Accordingly,  our  relatively  limited  operating  history  may  not  be  an  adequate  basis  for  evaluating  our  business  prospects  and  financial performance  and  makes  it  difficult  to  predict  the  future  results  of  our  operations.  Period-to-period  comparisons  of  our  operating  results,  and  our  results  of operations  for  any  period  should  not  be  relied  upon as  an  indication  of  our  performance  for  any  future  period.  In  particular,  our  results  of  operations,  financial condition, cash flows and future success depend, to a significant extent, on our ability to continue to identify suitable sites, acquire land for solar projects, obtain required regulatory approvals, arrange financing from various sources, construct solar projects in a cost-effective and timely manner, expand our project pipeline and manage and operate solar projects that we develop. If we cannot do so, we may not be able to expand our business at a profit or at all, maintain our competitive position, satisfy our contractual obligations, or sustain growth and profitability. The delay between making significant upfront investments in our solar projects and receiving revenue could materially and adversely affect our liquidity, business, results of operations and cash flows. There are generally several months between our initial bid in renewable energy auctions to build solar projects and the date on which we begin to recognize revenue from the sale of electricity generated by such solar projects. Our initial investments include, without limitation, legal, accounting and other third-party fees, costs associated with project analysis and feasibility study, payments for land rights, payments for interconnection and grid connectivity arrangements, government permits, engineering and procurement of solar panels, balance of system costs or other payments, which may be non-refundable. As such, projects may not be fully monetized for 25 years given the average length of our PPAs, but we bear the costs of our initial investment upfront. Furthermore, we have historically relied on our own equity contribution and bank loans to pay for costs and expenses incurred during project development. Solar projects typically generate revenue only after becoming commercially operational and starting to sell electricity to the power grid through offtakers. There may be long delays from the initial bid to projects becoming shovel-ready, due to the timing of auctions, permitting and grid connectivity process. Between our initial investment in the development of permits for solar projects and their connection to the transmission grid, there may be adverse developments, such as unfavorable environmental or geological conditions, labor strikes, panel shortages or monsoon weather. Furthermore, 9 we may not be able to obtain all of the permits as anticipated, permits that were obtained may expire or become ineffective and we may not be able to obtain project level debt financing as anticipated. In addition, the timing gap between our upfront investments and actual generation of revenue, or any added delay in between due to unforeseen events, could put strains on our liquidity and resources, and materially and adversely affect our profitability, results of operations and cash flows. Solar project development is challenging and our growth strategy may ultimately not be successful, which can have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. The development and construction of solar projects involve numerous risks and uncertainties and require extensive research, planning and due diligence. As a result, we may be required to incur significant capital expenditures for land and interconnection rights, regulatory approvals, preliminary engineering, permits, and legal and other expenses before we can determine whether a solar project is economically, technologically or otherwise feasible. The projects which are now awarded may not be viable in the future. We intend to expand our business significantly with a number of new projects in both new and existing jurisdictions in the future. As we grow, we expect to  encounter  additional  challenges  to  our  internal  processes,  external  construction  management,  capital  commitment  process,  project  funding  infrastructure, financing capabilities and regulatory approvals and compliance. Our existing operations, personnel, systems and internal control may not be adequate to support our growth and expansion and may require us to make additional unanticipated investments in our infrastructure. To manage the future growth of our operations, we will be required to improve our administrative, operational and financial systems, procedures and controls, and maintain, expand, train and manage our growing employee base. We will need to hire and train project development personnel to expand and manage our project development efforts. If we are unable to manage our  growth  effectively,  we  may  not  be  able  to  take  advantage  of  market  opportunities,  execute  our  business  strategies  successfully  or  respond  to  competitive pressures. As a result, our business, prospects, financial condition, results of operations and cash flows could be materially and adversely affected. Success in executing our growth strategy is contingent upon, among others: • accurately prioritizing geographic markets for entry, including estimates on addressable market demand; • managing local operational, capital investment or components sourcing in compliance with regulatory requirements; • • • negotiating favorable payment terms with suppliers; collecting economic incentives as expected; and signing PPAs or other arrangements that are commercially acceptable, including adequate financing. We may not be able to find suitable sites for the development of solar projects. Solar projects require solar and geological conditions that are not available in all areas. Further, large, utility scale solar projects must be interconnected to the  power  grid  in  order  to  deliver  electricity,  which  requires  us  to  find  suitable  sites  with  capacity  on  the  power  grid  available.  We  may  encounter  difficulties registering certain leasehold interest in such sites. Even when we have identified a desirable site for a solar project, our ability to obtain site control with respect to the site is subject to growing competition from other solar power producers that may have better access to local government support or financial or other resources. If we are unable to find or obtain site control for suitable sites on commercially acceptable terms, our ability to develop new solar projects on a timely basis or at all might be harmed, which could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. Moreover, our land leases for projects are typically for 30 to 35 years, but our PPAs are generally for a term of 25 years. If we are not able to sell the power produced by our systems after the initial PPA has expired, our liquidity and financial condition may be harmed. 10           We may incur unexpected expenses if the suppliers of components in our solar projects default in their warranty obligations. We enter into contracts with our suppliers to supply components in our solar projects. If our suppliers do not perform their obligations, we may have to enter into new contracts with other suppliers at a higher cost or may suffer schedule disruptions. In addition, our suppliers may have difficulty fulfilling our orders and incur delivery delays, or charge us higher prices, higher up-front payments and deposits, which would result in higher than expected prices or less favorable payment terms to develop our projects. Delays in the delivery of ordered components in our solar projects could delay the completion of our under-construction projects.  In  addition,  our  relationship  with  our  suppliers  may  worsen  or  lead  to  disagreements  or  litigation  which  could  have  a  material  adverse  effect  on  our business, financial condition, results of operations and cash flows. Furthermore,  the  solar  panels,  inverters  and  other  system  components  utilized  in  our  solar  projects  are  generally  covered  by manufacturers’  warranties, which are typically for 5 to 25 years. In the event any such components fail to operate as required, we may be able to make a claim against the applicable warranty to cover all or a portion of the expense or losses associated with the faulty component. However, the warranties may not be sufficient to cover all of our expense and losses. In addition, these suppliers could cease operations and no longer honor the warranties, which would leave us to cover the expense and losses associated with the faulty component. Our business, financial condition, results of operations and cash flows could be materially and adversely affected if we cannot recover the expense and losses associated with the faulty component from these warranty providers. Our construction activities may be subject to cost overruns or delays. Construction of our solar projects may be adversely affected by circumstances outside of our control, including inclement weather, adverse geological and environmental conditions, failure to receive regulatory approvals on schedule or third-party delays in providing supplies and other materials. Changes in project plans or designs, or defective  or late  execution  may increase  our costs from  our initial  estimates  and cause  delays.  Increases  in the  prices of our materials  may increase  procurement  costs.  In  particular,  we  have  not  yet  placed  orders  for  all  equipment  required  to  construct  and  operate  all  of  our  power  projects  that  are presently  committed  and  under  construction.  There  can  be  no  assurance  that  the  prices  of  the  equipment  required  for  our  power  projects  that  are  presently committed and under construction will not change, which may cause the economic returns available from these projects to differ from our initial projections. For example,  our  project  cost  per  megawatt  in  fiscal  year  2018  was  marginally  higher  than  the  prior  fiscal  year  due  to  the  use  of  higher-cost  domestic  modules  as required by PPAs. If we experience unexpected increases in procurement costs, our forecasted revenues and cash flows could be materially adversely affected. Labor  shortages,  work  stoppages  or  labor  disputes  could  also  significantly  delay  a  project,  increase  our  costs  or  cause  us  to  breach  our  performance guarantees under our PPAs, particularly because strikes are not considered a force majeure event under many of our PPAs. Moreover, local political changes and delays, for instance, caused by state and local elections, as well as demonstrations or protests by local communities and special interest groups could result in, or contribute to, project time and cost overruns for us. In addition, we sometimes utilize and rely on third-party sub-contractors to construct and install portions of our solar projects. If our sub-contractors do not satisfy their obligations or do not perform work that meets our quality standards or if there is a shortage of third-party sub-contractors or if there are labor strikes that  interfere  with  the  ability  of  our  employees  or  contractors  to  complete  their  work  on  time  or  within  budget,  we  could  experience  significant  delays  or  cost overruns. We may not be able to recover any of these losses in connection with construction cost overruns or delays. Certain PPAs require that we connect to the transmission grid by a certain date. If the solar project is significantly delayed, such PPAs may be terminated or require us to pay liquidated damages computed based on number of days of delay in commissioning of the projects or reduction in the PPA tariff. In addition, if we are unable to meet our performance guarantees, most of our PPAs require us to pay liquidated damages to the offtaker in proportion to the amount of power not supplied, and also grant the offtaker a right to draw on bank guarantees posted by us, including up to 100% of certain bank guarantees. Also, certain PPAs provide that we are liable for government fines and penalties if we fail to deliver electricity required by the offtakers to meet their RPO requirements. Furthermore, in the case of projects with viability gap funding (:VGF”), 50% of which is paid out in the first year with the remaining 50% paid out over the course of next five years, if the project fails to generate power for a long period of time, the government agency can suspend the VGF and demand repayment of previously paid sums. 11 Any  of  the  contingencies  discussed  above  could  lead  us  to  fail  to  generate  our  expected  return  from  our  solar  projects  and  result  in  unanticipated  and significant revenue and earnings losses. Our operating results may fluctuate from quarter to quarter, which could make our future performance difficult to predict and could cause our operating results for a particular period to fall below expectations, which may result in a severe decline in the price of our equity shares. Our  quarterly  operating  results  are  difficult  to  predict  and  may  fluctuate  significantly  in  the  future.  We  have  experienced  seasonal  and  quarterly fluctuations  in  the  past,  especially  in  the  winter  months  and  we  may  experience  the  same  in  the  future.  However,  given  that  we  are  an  early-stage  company operating  in a rapidly  growing industry, those fluctuations  may be masked by our recent  growth rates and thus may not be readily  apparent  from our historical operating results. As such, our past quarterly operating results may not be good indicators of future performance. In addition to the other risks described in this “Risk Factors” section, the following factors could cause our operating results to fluctuate: • • • • • • • • the expiration or initiation of any central or state subsidies or incentives; our ability to complete installations in a timely manner due to market conditions or due to unavailable financing; our ability to continue to expand our operations, and the amount and timing of expenditures related to such expansions; announcements by us or our competitors of significant acquisitions, strategic partnerships, joint ventures or capital-raising activities or commitments; changes in auction rules; changes in feed-in tariff rates for solar power, VGF, our pricing policies or terms or those of our competitors; actual or anticipated developments in our competitors' businesses or the competitive landscape; and an occurrence of low global horizontal irradiation that affects our generation of solar power. For  these  or  other  reasons,  the  results  of  any  prior  quarterly  or  annual  periods  should  not  be  relied  upon  as  indications  of  our  future  performance.  In addition, with respect to the above factors our actual revenue, key operating and financial metrics and other operating results in future quarters may fall short of the expectations of investors and financial analysts, which could have a material adverse effect on the trading price of our equity shares. Counterparties to our PPAs may not fulfill their obligations which could result in a material adverse impact on our business, financial condition, results of operations and cash flows. We  generate  electricity  income  primarily  pursuant  to  PPAs  entered  into  with  central  and  state  government-run  utilities.  Some  of  the  customers  may become subject to insolvency or liquidation proceedings during the term of the relevant contracts, and the credit support received from such customers may not be sufficient to cover our losses in the event of a failure to perform. There may also be delays associated with collection of receivables from government owned or controlled entities on account of the financial condition of these entities that deteriorated significantly in the past. Where we are selling power to non-governmental entities, we take into account the credit ratings assigned by rating agencies and our ability in the past to collect when assessing the counterparties’ creditworthiness. Governmental entities to which we sell power generally do not have credit ratings, so there are no credit ratings to consider. For illustrative purposes, Moody’s Investor Services Inc. and Standard and Poor’s Financial Services LLC have rated the Indian government Baa2 and BBB-, respectively. As a result, many of the state governments in India, if rated, would likely rate lower than the Indian government. Although the central and state governments in India have taken steps to improve the liquidity, financial condition and viability of state electricity distribution utility companies, there can be no assurance that the utility companies that are currently our customers will have the resources to pay on time or at all. 12                 In addition, our PPA customers may, for any reason, become unable or unwilling to fulfil their related contractual obligations, refuse to accept delivery of power delivered thereunder or otherwise terminate such agreements prior to the expiration thereof. If such events occur, our assets, liabilities, business, financial condition, results of operations and cash flows could be materially and adversely affected. For instance, Gujarat Urja Vikas Nigam Limited had filed a petition with the Gujarat Electricity Regulatory Commission, seeking recalculation of the tariff under the PPA on the basis of actual cash flow required for development of solar projects and consequent revision of the tariff payable by it, in relation to certain solar power projects including our 10 MW Gujarat 1 project. While the Gujarat Electricity Regulatory Commission and the Appellate Tribunal for Electricity dismissed the claims made by Gujarat Urja Vikas Nigam Limited, an appeal filed by Gujarat Urja Vikas Nigam Limited is pending before the Supreme Court of India. Furthermore, to the extent any of our customers are, or are controlled by, governmental entities, bringing actions against them to enforce their contractual obligations is often difficult. Also, our counterparties may be subject to legislative or other political action that may impair their contractual performance. Our PPAs may expose us to certain risks that may affect our future results of operations and cash flows. Our profitability is largely a function of our ability to manage our costs during the terms of our PPAs and operate our power projects at optimal levels. If we are unable to manage our costs effectively or operate our power projects at optimal levels, our business and results of operations may be adversely affected. In the event we default in fulfilling our obligations under the PPAs, such as supplying the minimum amount of power specified in some of the PPAs or failing to obtain regulatory approvals, licenses and clearances with respect to our solar projects, we may be liable for penalties and in certain specified events, customers may also  terminate  such  PPAs.  Further,  any  failure  to  supply  power  from  the  scheduled  commercial  operation  date  my  result  in  levy  of  liquidated  damages  and encashment of bank guarantees provided by us under the terms of certain PPAs. For instance, in connection with an extension of the date of commissioning of the 50 MW project  in Karnataka  of one of our subsidiaries,  the customer  reduced its payable  tariff  under the PPA, pursuant  to which we had initiated  proceedings before the Karnataka Regulatory Commission (“KERC”) appealing such reduction of the tariff. The KERC while retaining the tariff of the PPA reduced the time extension  granted  by  the  power  distribution  companies  (“DISCOM”)  for  achieving  the  commercial  operation  date.  Against  the  order  of  the  KERC, we filed  an appeal  before  the  Appellate  Tribunal  for  Electricity  (“APTEL”).  During  the  pendency  of  such  appeal,  a  default  notice  was  issued  by  the  customer,  pursuant  to which  the  relevant  subsidiary  was  requested  to  pay  certain  liquidated  damages.  While  the  payment  of  liquidated  damages  was  stayed,  the  order  in  this  matter remains reserved. Further, the commissioning of the10 MW project in Punjab of another of our subsidiaries faced delays due to a delay by the customer and our subsidiary  had  sought  an  extension  of  the  commercial  operation  date  at  the  same  tariff  rate  as  per  the  PPA  which  matter  is  also  currently  pending  before  the APTEL.  However,  we  cannot  provide  assurances  that  such  proceedings  will  ultimately  be  decided  in  our  favor.  The  termination  of  any  of  our  projects  by  our customers would adversely affect our reputation, business, results of operations and cash flows. Under  a  long-term  PPA,  we  typically  sell  power  generated  from  a  power  plant  to  state  distribution  companies  at  pre-determined  tariffs.  Our  PPAs  are generally not subject to downward revisions unless we elect to utilize accelerated rate of depreciation or if there is a delay in commissioning our projects, although we have entered into contracts that provide for downward adjustments in the past and may do so in the future. Accordingly, if there is an industry-wide increase in tariffs or if we are seeking an extension of the term of the PPA, we will not be able to renegotiate the terms of the PPA to take advantage of the increased tariffs. In addition,  in  the  event  of  increased  operational  costs,  we  will  not  have  the  ability  to  reflect  a  corresponding  increase  in  our  tariffs.  Further,  any  delay  in commissioning projects or supplying electricity during the term of the PPA may result in reduction in tariffs, based on the terms of the PPA. Therefore, the prices at which we supply power may have little or no relationship with the costs incurred in generating power, which may lead to fluctuations in our margins. The above factors  all  limit  our  business  flexibility,  expose  us  to  an  increased  risk  of  unforeseen  business  and  industry  changes  and  could  have  an  adverse  effect  on  our business, results of operations and cash flows. The term of some of our PPAs are also less than the life of the power projects they are tied to. We will need to enter into other offtake agreements, or seek renewals or extensions of the existing PPAs, for the balance of the life of those power projects. Moreover, there are often other restrictions on our ability to, among other things, sell power to third parties and undertake expansion initiatives with other consumers. Failure to enter into or renew offtake arrangements in a timely manner and on terms that are acceptable to us could adversely affect our business, results of operations and cash flows. There could also be negative accounting consequences if we are unable to extend or replace expiring PPAs, including writing down the carrying value of assets at such power project sites. 13 Additionally, under the PPAs, our remedies in case of delays in payment by our customers may also be limited. For example, certain PPAs only permit us to terminate the PPA on account of non-payment of dues upon 90 days of our inability to recover such dues. Such risks limit our business flexibility, expose us to an increased risk of unforeseen business and industry changes and could have an adverse effect on our business, results of operations and cash flows. In addition, most of the government agencies we enter into PPAs with under the NSM or the relevant state policies require us to agree to their standard form contracts and we cannot negotiate for commercial terms or other terms of funding that are more favorable to us. Our substantial indebtedness could adversely affect our business, financial condition, results of operations and cash flows. As of March 31, 2019, we had INR 6,891.4 million (US$ 99.7 million) in current liabilities, excluding the current portion of long-term debt and short-term debt, and INR 71,772.2 million (US$1,037.8 million) in outstanding long-term borrowings, including the current portion of long-term debt and short-term debt. Generally, these borrowings relate to the financing for our projects and are secured by project assets. Our debt could have significant consequences on our operations, including: • • • • • reducing the availability of our cash flow to fund working capital, capital expenditures, acquisitions and other general corporate purposes as a result of our debt service obligations; limiting our ability to obtain additional financing; limiting our flexibility in planning for, or reacting to, changes in our business, the industry in which we operate and the general economy; potentially increasing the cost of any additional financing; and limiting the ability of our project operating subsidiaries to pay dividends to us for working capital or return on our investment. In  addition,  our  borrowings  under  certain  project-specific  financing  arrangement  have  floating  rates  of  interest.  Therefore,  an  increase  or  decrease  in interest rates will increase or decrease our interest expense associated with such borrowing. A significant increase in interest expense could have an adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows impacting our ability to meet our payment obligations under our debt. Any  of  these  factors  and  other  consequences  that  may  result  from  our  substantial  indebtedness  could  have  an  adverse  effect  on  our  business,  financial condition, results of operations and cash flows impacting our ability to meet our payment obligations under our debt. Our ability to meet our payment obligations under our outstanding debt depends on our ability to generate significant cash flow in the future. This, to some extent, is subject to general economic, financial, competitive, legislative and regulatory factors as well as other factors that are beyond our control. Our growth prospects and future profitability depend to a significant extent on global liquidity and the availability of additional funding options with acceptable terms. We require a significant amount of cash to fund the installation and construction of our projects and other aspects of our operations, and expect to incur additional borrowings in the future, as our business and operations grow. We may also require additional cash due to changing business conditions or other future developments, including any investments or acquisitions we may decide to pursue in order to remain competitive. Historically, we have used loans, equity contributions, and government subsidies to fund our project development. We expect to expand our business with proceeds from third-party financing options, including any bank loans, equity partners, financial leases and securitization. However, we cannot guarantee that we will  be  successful  in  locating  additional  suitable  sources  of  financing  in  the  time  periods  required  or  at  all,  or  on  terms  or  at  costs  that  we  find  attractive  or acceptable, which may render it impossible for us to fully execute our growth plan. In addition, rising interest rates could adversely impact our ability to secure financing on favorable terms. 14           Installing and constructing solar projects requires significant upfront capital expenditure and there may be a significant delay before we can recoup our investments through the long-term recurring revenue of our solar projects. Our ability to obtain external financing is subject to a number of uncertainties, including: • • • • • • • • our future financial condition, results of operations and cash flows; the general condition of global equity and debt capital markets; our credit ratings and past credit history; decline of the Indian rupee compared to U.S. dollar; regulatory and government support in the form of tax incentives, preferential tariffs, project cost subsidies and other incentives; the continued confidence of banks and other financial institutions in our company and the solar power industry; economic, political and other conditions in the jurisdictions where we operate; and our ability to comply with any financial covenants under our debt financing. Any  additional  equity  financing  may  be  dilutive  to  our  shareholders  and  any  debt  financing  may  contain  restrictive  covenants  that  limit  our  flexibility going forward. Furthermore, our credit ratings may be downgraded, which would adversely affect our ability to refinance debt and increase our cost of borrowing. Failure  to  manage  discretionary  spending  and  raise  additional  capital  or  debt  financing  as  required  may  adversely  impact  our  ability  to  achieve  our  intended business objectives. If we fail to comply with financial and other covenants under our loan agreements, our financial condition, results of operations, cash flows and business prospects may be materially and adversely affected. We  expect  to  continue  to  finance  a  significant  portion  of  our  project  development  and  construction  costs  with  project  financing.  The  agreements  with respect  to  our  existing  project-level  indebtedness  contain  financial  and  other  covenants  that  require  us  to  maintain  certain  financial  ratios  or  impose  certain restrictions on disposition of our assets or the conduct of our business. In addition, we typically pledge our solar project assets or account or trade receivables, and in certain cases, shares of the special purpose vehicles, to raise debt financing, and we are restricted from creating additional security over our assets. Such account or trade receivables will include all income generated from the sale of electricity in the solar projects. Our  financing  agreements  also  include  certain  restrictive  covenants  whereby  we  may  be  required  to  obtain  approval  from  our  lenders  to,  among  other things, incur additional debt, undertake guarantee obligations, enter into any scheme of merger, amalgamation, compromise, demerger or reconstruction, change our capital structure and controlling interest, dispose of or sell assets, transfer shares held by major shareholders to third parties, invest by way of share capital, lend and advance funds, make payments, declare dividends in the event of any default in repayment of debts or failure to maintain financial ratios, place deposits and change our management structure. Most of our lenders also impose significant restrictions in relation to our solar projects, under the terms of the relevant project loans taken by our respective subsidiaries. For example, we are required to obtain lenders’ consent to make any changes to, or terminate, project documents, waive any material claims or defaults under the project documents, make any changes to financing plans relating to our projects, and replace suppliers or other material project participants. There can be no assurance that such consent will be granted in a timely manner, or at all. In the event that such lender consents are granted, they may impose certain additional conditions on us, which may limit our operational flexibility or subject us to increased scrutiny by the relevant lenders. The time required to secure consents may hinder us from taking advantage of a dynamic market environment. These agreements also grant certain lenders the right to appoint nominee directors on the board of directors of AZI or its subsidiaries and require us to maintain certain ratings or other levels of credit worthiness. If we breach any financial or other covenants contained in any of our financing arrangements, we may be required to immediately repay our borrowings either in whole or in part, together with any related costs. 15                 Our failure to comply with financial or restrictive covenants or periodic reporting requirements or to obtain our lenders’ consent to take restricted actions in a timely manner or at all may result in the declaration of an event of default by one or more of our lenders, which may accelerate repayment of the relevant loans or trigger cross defaults under other financing agreements. We cannot assure you that, in the event of any such acceleration or cross-default, we will have sufficient resources to repay these borrowings. Failure to meet our obligations under the debt financing agreements could have an adverse effect on our cash flows, business and results of operations. Furthermore, a breach of those financial and other covenants or a failure to meet certain financial ratios under these financing agreements could also restrict our ability to pay dividends. Although we had a net profit for the fiscal year ended March 31, 2019, we were not profitable for the previous fiscal years, and we may not be able to continue to be profitable in the foreseeable future. We have incurred losses since our inception. Although we achieved net profit of IND 138.5 million (US$2.0 million) for the fiscal year ended March 31, 2019, we may not continue to be profitable. We expect our costs to increase in the future as we continue to make significant investment in our solar projects. As of March 31, 2019, we operated 41 utility scale projects and several commercial rooftop projects with a combined rated capacity of 1,441 MW. As of March 31, 2019, we  were  also  constructing  13  projects  with  a  combined  rated  capacity  of  386  MW  and  had  an  additional  1,529  MW  of  projects  committed,  bringing  our  total portfolio capacity to 3,356 MW. A significant  number of power projects  are presently  committed  and under construction,  and we can only monetize  them, if at all, after  each project  is completed, which is subject to several factors, including receiving regulatory approvals, obtaining project funding, entering into transmission arrangements with the central or state transmission utilities, and acquiring land for projects. In addition, even after a project is operational, the monetization process may be quite long term with contracts running up to 25 years. Moreover, we may not succeed in addressing certain risks, including our ability to successfully develop or supervise the commissioning, operations and maintenance of our projects or maintain adequate control of our costs and expenses. Also, we may find that our growth plans are costlier  than  we  anticipate  and  that  they  do  not  ultimately  result  in  commensurate  increases  in  revenue.  Our  results  of  operations  will  depend  upon  numerous factors,  some  of  which  are  beyond  our  control,  including  the  availability  of  preferential  feed-in  tariffs  for  solar  power  and  other  subsidies,  global  liquidity  and competition. As a result, we may not continue to be profitable in the foreseeable future. We face uncertainties in our ability to acquire the rights to develop and generate power from new solar projects due to highly competitive PPA auctions and possible changes in the auction process. We  acquire  the  rights  to  develop  and  generate  power  from  new  solar  projects  through  a  competitive  bidding  process,  in  which  we  compete  for  project awards based on, among other things, pricing, technical and engineering expertise, financial conditions, including specified minimum net worth criteria, availability of land, financing capabilities and track record. The bidding and selection process is also affected by a number of factors, including factors which may be beyond our control, such as market conditions or government incentive programs. If we misjudge our competitiveness when submitting our bids or if we fail to lower our costs to submit competitive bids, we may not acquire the rights on new solar projects. Furthermore, we have expected prices for system components to decline as part of our bidding process, and if that does not occur, our project economics may be harmed and we may need greater subsidies to remain economically viable. In addition, rules of the auction process may change. Each state in India has its own regulatory framework and several states have their own renewable energy policy. The rules governing the various regional power markets may change from time to time, in some cases, in a way that is contrary to our interests and adverse to our financial returns. For example, most national auctions currently use the reverse auction structure, in which several winners take part in the same project. There can be no assurance that the central and state governments will continue to allow us to utilize such bidding structures and any shift away from the current structures, such as to a Dutch auction, could increase the competition and adversely affect our business, results of operations and cash flows. 16 We face significant competition from traditional and renewable energy companies. We face significant competition in the markets in which we operate. Our primary competitors are local and international developers and operators of solar projects and other renewable energy sources. We also compete with utilities generating power from conventional fossil fuels. Recent deregulation of the Indian power sector and increased private sector investment have intensified the competition we face. The Electricity Act, 2003, or the Electricity Act, removed certain licensing requirements for power generation companies, provided for open access to transmission and distribution networks and also facilitated additional capacity generation  through  captive  power  projects.  These  reforms  provide  opportunities  for  increased  private  sector  participation  in  power  generation.  Specifically,  the open access reform enables private power generators to sell power directly to distribution companies and, ultimately, to the end consumers, enhancing the financial viability of private investment in power generation. Competitive bidding for power procurement further increases competition among power generators and there have been bids that were less than INR 3.00 per kilowatt hour. Furthermore, the central electricity authority (“CEA”) had indicated that India is likely to experience surplus  power  by  2019.  This  could  lead  to  greater  pricing  pressures  for  energy  producers  in  the  future.  We  cannot  assure  you  that  we  will  be  able  to  compete effectively, and our failure to do so could result in an adverse effect on our business, results of operations and cash flows. Furthermore, our competitors may have greater operational, financial, technical, management or other resources than we do and may be able to achieve better economies of scale and lower cost of capital, allowing them to bid in the same auction at more competitive rates. Our competitors may also have a more effective or established localized business presence or a greater willingness or ability to operate with little or no operating margins for sustained periods of time. Our market position depends on our financing, development and operation capabilities, reputation and track record. Any increase in competition during the bidding process or reduction in our competitive capabilities could have a significant adverse impact on our market share and on the margins we generate from our solar projects. Our competitors may also enter into strategic alliances or form affiliates with other competitors to our detriment. As our competitors grow in scale, they may  establish  in-house  engineering,  procurement  and  construction  (“EPC”),  and  operation  and  maintenance  (“O&M”)  capabilities,  which  may  offset  a  current advantage we may have over them. Moreover, suppliers or contractors may merge with our competitors which may limit our choices of suppliers or contractors and hence the flexibility  of our overall  project execution capabilities.  For example, some of our competitors may have their own internal solar panel manufacturing capabilities. As the solar energy industry grows and evolves, we will also face new competitors who are not currently in the market. There can be no assurance that our current or potential competitors will not win bids for solar projects or offer services comparable or superior to those that we offer at the same or lower prices or adapt to market demand more quickly than we do. Increased competition may result in price reductions, reduced profit margins and loss of market share. In addition, we face competition from developers of other renewable energy facilities, including wind, biomass, nuclear and hydropower. If these non-solar renewable sources become more financially viable, our business, financial condition, results of operations and cash flows could be adversely affected. Competition from such producers may increase if the technology used to generate electricity from these other renewable energy sources becomes more sophisticated, or if the Indian government elects to further strengthen its support of such renewable energy sources relative to solar energy. As we also compete with utilities generating power from conventional fossil fuels, a reduction in the price of coal or diesel would make the development of solar energy less economically attractive and we would be at a competitive disadvantage. Any constraints in the availability of the electricity grid, including our inability to obtain access to transmission lines in a timely and cost-efficient manner could adversely affect our business, results of operations and cash flows. Distributing power to a purchaser is our responsibility. We generally rely on transmission lines and other transmission and distribution facilities that are owned and operated by the respective state governments or public entities. Where we do not have access to available transmission and distribution networks, we may engage contractors to build transmission lines and other related infrastructure. In such a case, we will be exposed to additional costs and risks associated with developing transmission lines and other related infrastructure, such as the ability to obtain right of way from land owners for the construction of our transmission lines,  which  may  delay  and  increase  the  costs  of  our  projects.  We  may  not  be  able  to  secure  access  to  the  available  transmission  and  distribution  networks  at reasonable prices, in a timely manner or at all. 17 In  addition,  India’s  physical  infrastructure,  including  its  electricity  grid,  is  less  developed  than  that  of  many  developed  countries.  As  a  result  of  grid constraints, such as grid congestion and restrictions on transmission capacity of the grid, the transmission and dispatch of the full output of our projects may be curtailed,  particularly  because  we  are  required  to  distribute  power  to  customers  across  long  distances  from  our  project  sites.  We  may  have  to  stop  producing electricity during the period when electricity cannot be transmitted. Such events could reduce the net power generation of our projects. If construction of renewable energy  projects  outpaces  transmission  capacity  of  electricity  grids,  we  may  be  dependent  on  the  construction  and  upgrade  of  grid  infrastructure  by  the  Indian government or public entities. We cannot assure you that the relevant government or public entities will do so in a timely manner, or at all. The curtailment of our power projects’ output levels will reduce our electricity output and limit operational efficiencies, which in turn could have an adverse effect on our business, results of operations and cash flows. There are a limited number of purchasers of utility scale quantities of electricity which exposes us and our utility scale projects to risk. In  fiscal  year  2018  and  2019,  we  derived  74.8%  and  75.9%,  respectively,  of  our  revenue  from  our  top  five  customers.  Since  the  transmission  and distribution of electricity  are either monopolized  or highly concentrated  in most jurisdictions, there are a limited number of possible purchasers for utility scale quantities of electricity in a given geographic location, including transmission grid operators and central and state run utilities. For instance, for projects established pursuant to the NSM, solar project developers are required to enter into PPAs with specified implementation agencies. As a result, there is a concentrated pool of potential buyers for electricity generated by our plants and projects, which may restrict our ability to negotiate favorable terms under new PPAs and could impact our ability to find new customers for the electricity generated by our generation facilities should this become necessary. Furthermore, if the financial condition of these utilities and/or power purchasers deteriorate or the NSM or other solar policy to which they are currently subject and that compel them to source renewable energy supplies change, demand for electricity produced by our plants could be negatively impacted. Land title in India can be uncertain and we may not be able to identify or correct defects or irregularities in title to the land which we own, lease or intend to acquire in connection with the development or acquisition of our power projects. Additionally, certain land on which our power projects are located may be subject to onerous conditions which may adversely affect its use. There is no central title registry for real property in India and the documentation of land records in India has not been fully computerized. Property records in  India  are  generally  maintained  at  the  state  and  district  level  and  in  local  languages,  and  are  updated  manually  through  physical  records.  Therefore,  property records may not be available online for inspection or updated in a timely manner, may be illegible, untraceable, incomplete or inaccurate in certain respects, or may have been kept in poor condition, which may impede title investigations or our ability to rely on such property records. In addition, there may be a discrepancy between the duration of the principal lease under different orders issued by state governments in respect of a particular parcel of revenue land. Furthermore, title to land  in  India  is  often  fragmented,  and  in  many  cases,  land  may  have  multiple  owners.  Title  may  also  suffer  from  irregularities,  such  as  non-execution  or  non- registration of conveyance deeds and inadequate stamping and may be subjected to encumbrances that we are unaware of. Any defects in, or irregularities of, title may result in a loss of development or operating rights over the land, which may prejudice the success of our power projects and require us to write off substantial expenditures in respect of our power projects. For instance, a portion of land leased from the government of Rajasthan for our projects in Nagaur, Rajasthan, is presently disputed by third parties claiming mining rights through the Mining Department of the State of Rajasthan. We have filed a petition with the High Court of Rajasthan to disallow the renewal of such mining lease and the High Court of Rajasthan has issued an injunction over the alleged claims on this land for mining. Further, the lease for our Andhra Pradesh 3 project is pending completion of formalities for development of the land. Further, improperly executed, unregistered or insufficiently stamped conveyance instruments in a property’s chain of title, unregistered encumbrances in favor of third parties, rights of adverse possessors, ownership claims of family members of prior owners or third parties, or other defects that a purchaser may not be aware of can affect title to a property. As a result, potential disputes or claims over title to the land on which our power projects are or will be constructed may arise. However, an adverse decision from a court or the absence of an agreement with such third parties may result in additional costs and delays in the construction and operating phases of any solar projects situated on such land. Also, such disputes, whether resolved in our favor or not, may divert management’s attention, harm our reputation or otherwise disrupt our business. 18 In addition, some properties used for our solar projects are subject to other third-party rights such as right of passage and right to place cables and other equipment on the properties, which may result in certain interferences with our use of the properties. Our rights to the properties used for our solar projects may be challenged by property owners and other third parties for various other reasons as well. For example, we do not always have the exclusive right to use a given site. Any such challenge, if successful, could impair the development or operations of our solar projects on such properties. Additionally, the power projects that we may develop or acquire in the future may be located on land that may be subject to onerous conditions under the lease agreements through which we acquire rights to use such land and rights of way. Furthermore, the government may exercise its rights of eminent domain, or compulsory acquisition in respect of land on which our projects are or will be located. Any of this may adversely affect our business, results of operations and cash flows in the future. A certain portion of the land on which our solar projects are or will be located, are not owned by us. In the event we are unable to purchase the land, or enter into or renew lease agreements, our business, results of operations, cash flows and financial condition could be adversely affected. Some of our solar projects are located, or will be located, on revenue land that is owned by the state governments or on land acquired or to be acquired from  private  parties.  The timeline  for transfer  of title  in the  land is dependent on the type of land on which the  power projects  are, or will be, located,  and the policies of the relevant state government in which such land is located. In the case of land acquired from private parties, which is agricultural land, the transfer of such land from agriculturalists to non-agriculturalists such as us and the use of such land for non-agricultural purposes may require an order from the relevant state land or revenue authority allowing such transfer or use. For instance, for our Maharashtra 3 and Gujarat 2 projects, we are awaiting for approval for use of the land for industrial/non-agricultural purposes. Similarly, for revenue land, we obtain a lease from the relevant government authority. We cannot assure you that the outstanding approvals would be received, or that lease or sub-lease deeds would be executed in a timely manner, such that the  operation  of  our  solar  projects  will  continue  unaffected.  In  certain  cases,  any  delay  in  the  construction  or  commissioning  of  a  solar  project  may  result  in termination of the lease. Further, the terms of lease and sub-lease agreements may also not be co-terminus with the lifetime of the power projects, taken together with the period of time required for construction and commissioning of the project. Accordingly, we will have to obtain extensions of the terms of such leases and sub-leases for the remainder of the terms of the corresponding PPAs. In the event that the relevant state authorities do not wish to renew the lease or sub-lease agreements, we may be forced to remove our equipment at the end of the lease, and we may not be able to find an alternative location in the short term or at all. Any of the foregoing factors could lead to a material adverse effect on our business, results of operations, cash flows and financial condition. If sufficient demand for solar projects does not develop or takes longer to develop than we anticipate, our business, financial condition, results of operations, cash flows and prospects could be materially and adversely affected. The solar power market is at a relatively early stage of development in many of the markets that we have entered or intend to enter. This is especially true in the rooftop and micro-grid solar markets. The solar energy industry continues to experience improved efficiency and higher electricity output. However, trends in the solar energy industry are based only on limited data and may not be reliable. Many factors may affect the demand for solar projects in India, including: • • • • fluctuations in economic and market conditions that affect the viability of conventional and non-solar renewable energy sources; the cost and reliability of solar projects compared to conventional and other renewable energy sources; the availability of grid capacity to dispatch power generated from solar projects; public perceptions of the direct and indirect benefits of adopting renewable energy technology; and 19         • regulations and policies governing the electric utility industry that may present technical, regulatory and economic barriers to the purchase and use of solar energy. If market demand for solar projects fails to develop sufficiently, our business, financial condition, results of operations, cash flows and prospects could be materially and adversely affected. If we are unsuccessful in our efforts to establish and/or maintain our compliance with the local content requirements in certain states, our financial results could be adversely affected. In some cases, we are required by the central government in national auctions to procure solar panels solely from Indian manufacturers. Certain states or others may, in the future, require us to procure a defined portion of our solar system components from their designated geographical locales. Such requirements are commonly referred to as “local content requirements.” In order to satisfy these local content requirements, we may need to undertake localization initiatives in such geographical  locale.  Some  of  our  competitors  with  more  significant  capital  resources  may  implement  or  expedite  their  own  localization  efforts  in  these geographical locale, and those efforts may result in competitive advantages for them. We may be faced with shortages or quality issues if projects we bid on impose local content requirements. Our costs may also be higher as a result of these requirements. Our failure to successfully implement appropriate localization initiatives, or otherwise acquire and maintain the capability to satisfy applicable local content requirements, could result in our losing business to our competitors and/or our breaching the terms of agreements, potentially resulting in damages, including monetary penalties. Depending on the value to us of lost business or the amounts of any contractual penalties, these consequences could have a material adverse effect on our results of operations and cash flows. Operation of power generation facilities involves significant risks and hazards that could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. We may not have adequate insurance to cover these risks and hazards. Power generation involves hazardous activities, including delivering electricity to transmission and distribution systems. In addition to natural risks such as earthquake, flood, lightning, hurricane and wind, other hazards, such as fire, structural collapse and machinery failure are inherent risks in our operations. These and other hazards can cause significant personal injury or loss of life, severe damage to and destruction of property, plant and equipment and contamination of, or damage to, the environment and suspension of operations. The occurrence of any one of these events may result in our being named as a defendant in lawsuits asserting claims for substantial damages, including for environmental cleanup costs, personal injury and property damage and fines and/or penalties. We maintain an  amount  of  insurance  protection  that  we  consider  adequate  but  we  cannot  provide  any  assurance  that  our  insurance  will  be  sufficient  or  effective  under  all circumstances and against all hazards or liabilities to which we may be subject. Furthermore, our insurance coverage is subject to deductibles, caps, exclusions and other limitations. A loss for which we are not fully insured could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations or cash flows. Further, due to rising insurance costs and changes in the insurance markets, we cannot provide any assurance that our insurance coverage will continue to be available at all or at rates or on terms similar to those presently available. Any losses not covered by insurance could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. Maintenance and expansion of power generation facilities involve significant risks that could result in reduced power generation and financial results. Our  facilities  may  require  periodic  upgrading  and  improvement.  Any  unexpected  operational  or  mechanical  failure,  including  failure  associated  with breakdowns and forced outages, and any decreased operational or management performance, could reduce our facilities’ generating capacity below expected levels and reduce our revenues as a result of generating and selling less power. Degradation of the performance of our solar facilities above levels provided for in the related PPAs may also reduce our revenues. Unanticipated capital expenditures associated with maintaining, upgrading or repairing our facilities may also reduce profitability, especially because our costs are fixed in the PPAs and we may not pass through any unexpected costs in relation to the projects to our customers. Furthermore,  we  are  not  able  to  mitigate  such  project  risks  by  shifting  some  or  all  of  the  risk  to  a  third-party  EPC  or  O&M  contractor  since  we  provide  these services in-house. 20   Changes  in  technology  may  require  us  to  make  additional  capital  expenditures  to  upgrade  our  facilities.  The  development  and  implementation  of  such technology entails technical and business risks and significant costs of employee implementation. Our ability to implement our strategy and our future success depend significantly on the continued service of our senior management team and our ability to attract, train and retain qualified personnel. Our future success depends on the continued services and performances of the members of our management in our business for project implementations, management and running of our daily operations and the planning and execution of our business strategy. We depend on our experienced management team, and the loss of one or more key executives could have a negative impact on our business. We also depend on our ability to retain and motivate key employees and attract qualified new employees. Neither our executive officers nor our key employees are bound by employment agreements for any specific term, and we may be unable  to  replace  key  members  of  our  management  team  and  key  employees  in  the  event  we  lose  their  services.  There  is  intense  competition  for  experienced management personnel with technical and industry expertise in the renewable energy business and if we lose the services of any of these individuals and are unable to find suitable replacements in a timely manner, our ability to realize our strategic objectives could be impaired. Integrating new employees into our management team  could prove  disruptive  to our operations,  require  substantial  resources  and  management  attention  and ultimately  prove unsuccessful.  On May 3, 2019, the Company  announced  the  retirement  of  Mr.  Inderpreet  Singh  Wadhwa,  Chief  Executive  Officer  and  Chairman  of  the  board  of  directors.  He  will  continue  as Chairman  and  CEO  until  the  new  CEO  begins  work  at  Azure  Power  or  December  31,  2019,  whichever  is  earlier.  Mr.  Wadhwa  will  serve  as  an  advisor  to  the Company until December 31, 2019 even if a new CEO begins work prior to that date. During March 2019, we appointed Pawan Kumar Agrawal as our new chief financial officer. An inability to attract and retain sufficient managerial personnel who have critical industry experience and relationships could limit or delay our strategic efforts, which could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. Fluctuations in foreign currency exchange rates may negatively affect our revenue, cost of sales and gross margins and could result in exchange losses. As the functional currency of our Indian subsidiaries is the Indian rupee, our operating expenses are denominated primarily in Indian rupees. However, some  of  our  capital  expenditures,  and  particularly  those  for  equipment  imported  from  international  suppliers,  such  as  solar  panels,  are  denominated  in  foreign currencies. To the extent that we are unable to match revenue received in our functional currency with costs paid in foreign currencies, exchange rate fluctuations in any such currency could have an adverse effect on our profitability. Substantially all of our cash flows are generated in Indian rupees and, therefore, significant changes in the value of the Indian rupee relative to the other foreign currencies could have a material adverse effect on our financial condition and our ability to meet interest and principal payments on debts. In addition to currency translation risks, we incur currency transaction risks whenever we or one of our projects enter into a purchase or sales transaction using a currency other than the Indian rupee. We expect our future capital expenditures in connection with our proposed expansion plans to include significant expenditures in foreign currencies for imported equipment and machinery. A significant fluctuation in the Indian rupee and U.S. dollar and other foreign currency exchange rates could therefore have a significant impact on our other  results  of  operations.  The  exchange  rate  between  the  Indian  rupee  and  these  currencies,  primarily  the  U.S.  dollar,  has  fluctuated  in  the  past  and  any appreciation or depreciation of the Indian rupee against these currencies can impact our profitability and results of operations. Our results of operations have been impacted by such fluctuations in the past and may be impacted by such fluctuations in the future. For example, the Indian rupee has depreciated against the U.S. dollar  in  four  of  the  last  five  years,  which  may  impact  our  results  of  operations  in  future  periods.  Such  depreciation  impacts  the  value  of  your  investment. Furthermore, we have borrowings denominated in U.S. dollars and, as such, an annual decline in the rupee against the U.S. dollar effectively adds to the functional interest  rate  of  our  borrowings.  Any  amounts  we  spend  in  order  to  hedge  the  risks  to  our  business  due  to  fluctuations  in  currencies  may  not  adequately  hedge against any losses we incur due to such fluctuations. 21 The accounting treatment for many aspects of our solar projects is complex and any changes to the accounting interpretations or accounting rules governing our solar projects could have a material adverse effect on our U.S. GAAP reported results of operations and financial condition. The accounting treatment for many aspects of our solar projects is complex, and our future results could be adversely affected by changes in the accounting treatment applicable to our solar projects. In particular, any changes to the accounting rules regarding the following matters may require us to change the manner in which we operate, finance and account for our solar projects: • • • • • • • • • • foreign loans accounting; derivative contracts; asset retirement obligations; share based compensation; revenue recognition and related timing; accounting for convertible debt and equity instruments; income taxes; foreign holding company tax treatment; regulated operations; and government grants. Our international corporate structure and operations require us to comply with anti-corruption laws and regulations of the United States government and various non-U.S. jurisdictions. If we are not in compliance with applicable legal requirements, we may be subject to civil or criminal penalties and other remedial measures. We are subject to the U.S. Foreign Corrupt Practices Act, or the FCPA, which prohibits, in relevant part, U.S. nationals, companies that have securities registered in the U.S. and any officer, director, employee, or agent of such issuer or any shareholder thereof acting on behalf of such issuer from bribing foreign officials for the purpose of obtaining or keeping business or otherwise obtaining favorable treatment and imposes obligations to keep accurate books and records and maintain appropriate internal controls. We have been and will continue to be subject to anti-corruption, anti-bribery and anti-facilitation payment legislation in other jurisdictions, which in certain circumstances go beyond the scope of the FCPA rules and regulations, including in India. The  current  and  future  jurisdictions  in  which  we  operate  our  business  may  have  experienced  governmental  corruption  to  some  degree,  and,  in  certain circumstances, strict compliance with anti-bribery and anti-facilitation payment laws may conflict with local customs and practices, which is likely to negatively impact our results of operations. We have developed and implemented formal controls and procedures to ensure that we are in compliance with the FCPA as well as anti-corruption, anti-bribery and anti-facilitation payment laws. However, compliance with these new controls and procedures could make it more difficult for us to obtain timely permits or otherwise complete our projects on schedule in jurisdictions where strict compliance with anti-corruption and anti-bribery laws may conflict with local customs and practices. Any historic or future violations of these laws, regulations and procedures by our employees, independent contractors, subcontractors and agents could be costly and time-consuming to investigate and expose us to administrative, civil or criminal penalties or fines (including under U.S. and Indian laws and regulations as well as foreign laws). If we were to be investigated for, charged with, or convicted of, violating these laws and regulations, our reputation could be harmed and it could cause some of our investors to sell their interests in our company to be consistent with their internal investment policies or to avoid reputational damage, and some  investors  might  forego  the  purchase  of  our  equity  shares,  all  of  which  may  negatively  impact  the  trading  prices  of  our  equity  shares.  In  addition,  any administrative, civil or criminal penalties or fines could have a material adverse effect on our business results of operations and cash flows. 22                     We may become involved in costly and time-consuming litigation and other regulatory proceedings, which require significant attention from our management. We  may,  in  the  ordinary  course  of  our  business,  become  involved  in  litigation,  administrative  or  arbitral  proceedings.  For  example,  we  are,  and  may become subject to additional demands from Indian governmental or tax authorities, including, but not limited to, on account of differing interpretations of central and  state  tax  statutes  in  India,  which  are  extensive  and  subject  to  change  from  time  to  time.  Changes  in  regulations  or  tax  policies,  or  adoption  of  differing interpretations  of  existing  provisions,  and  enforcement  thereof  by  governmental,  taxation  or  judicial  authorities  in  India  may  become  the  subject  of  legal proceedings involving us from time to time. Additionally, claims may be brought against or by us from time to time regarding, for example, defective or incomplete work, defective products, personal injuries or deaths, damage to or destruction of property, breach of warranty, late completion of work, delayed payments, intellectual property rights or regulatory compliance, and may subject us to litigation, arbitration and other legal proceedings, which may be expensive, lengthy, disruptive to normal business operations and require significant attention from our management. If we were found to be liable on any of the claims against us, we would incur a charge against earnings to the extent a reserve had not been established for coverage.  If  amounts  ultimately  realized  from  the  claims  by  us  were  materially  lower  than  the  balances  included  in  our  financial  statements,  we  would  incur  a charge  against  earnings  to  the  extent  profit  had  already  been  accrued.  Charges  and  write-downs  associated  with  such  legal  proceedings  could  have  a  material adverse effect on our financial condition, results of operations and cash flow. Moreover, legal proceedings, particularly those resulting in judgments or findings against us, may harm our reputation and competitiveness in the market. Employee shortages and rising employee costs may harm our business and increase our operation costs. As of March 31, 2019, we employed 654 persons to perform a variety of functions in our daily operations. The low-cost workforce in India provides us with a cost advantage.  However, we have observed an overall  tightening of the employee  market and an emerging trend of shortage of skilled labor. Failure to obtain stable and dedicated employee support may cause disruption to our business that harms our operations. Furthermore, employee costs have increased in India in recent years and may continue to increase in the near future. To remain competitive, we may need to increase the salaries of our employees to attract and retain them. Our employee payroll and related costs amounted to INR 701.6 million and INR 871.5 million (US$12.6 million) in for the years ended March 31, 2018 and 2019, respectively. Any future increase in employee costs may harm our operating results, cash flows and financial condition. The United Kingdom’s process on withdrawal from the European Union may have a negative effect on global economic conditions, financial markets and our business. In  June  2016,  a  majority  of  voters  in  the  United  Kingdom  elected  to  withdraw  from  the  European  Union  in  a  national  referendum,  or  “Brexit”.  On March 29, 2017, the British Prime Minister delivered a notice to the European Council pursuant to Article 50 of the Treaty of the European Union to initiate the formal process of withdrawal from the European Union. The Article 50 notice dated March 29, 2017, started a two-year period for the United Kingdom to negotiate the terms of its exit from the European Union, although this period can be extended with the unanimous agreement of the European Council. On April 11, 2019, the European  Union  granted  the  United  Kingdom  an  extension  to  the  Brexit  deadline  until  October  31,  2019.  The  purpose  of  this  extension  is  to  allow  for  the ratification of the withdrawal agreement. If the withdrawal agreement is ratified, the United Kingdom will leave the European Union earlier than October 31, 2019. As a condition of the extension, the United Kingdom must take part in European Union elections on May 23, 2019. If it does not, the United Kingdom must leave the European Union on June 1, 2019 without any formal withdrawal arrangements. The United Kingdom and the European Union are currently engaged in negotiations to structure their post-Brexit relationship, but significant uncertainty remains about the future relationship between the United Kingdom and the European Union. The uncertainties caused by Brexit have had and may continue to have a  material  adverse  effect  on  global  economic  conditions  and  the  stability  of  global  financial  markets  and  may  significantly  reduce  global  market  liquidity  and restrict the ability of key market participants to operate in certain financial markets. Lack 23 of clarity about future laws and regulations as the United Kingdom determines which European Union laws to replace or replicate upon withdrawal could depress economic  activity  and  restrict  our  access  to  capital  in  the  United  Kingdom.  If  the  United  Kingdom  and  the  European  Union  are  unable  to  negotiate  acceptable withdrawal terms, barrier-free access between the United Kingdom and other European Union member states could be diminished or eliminated. This may impact our ability  to freely  move  staff  and equipment,  and it  may  impact  the cost  associated  with cross-border  business, for example,  by the re-introduction  of import duties. Any of these factors could depress economic activity and restrict our access to capital, which could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations and reduce the price of our equity shares. The global economy may be adversely affected by economic developments in some markets. The global financial and securities markets, and also the global economy, are influenced by economic and market conditions in some markets worldwide. The global  economy  may  be  influenced  by shocks  from  some  markets,  including  those relating  to the ongoing  trade  war between  China and the  United States. Although economic conditions vary from country to country, investors’ reactions to events occurring in one country sometimes demonstrate a “contagion” effect in which an entire region or class of investment is disfavoured by international investors. Consequently, there can be no assurance that the global and India’s financial system and securities markets will not continue to be adversely affected by events in developed countries’ economies or events in other emerging markets, which could in turn, adversely affect the global and India’s economy and, indirectly, our business, financial condition and results of operations, and the market value of our equity shares. Risks Related to Operations in India Substantially all of our business and operations are located in India and we are subject to regulatory, economic, social and political uncertainties in India. Substantially all of our business and employees are located in India, and we intend to continue to develop and expand our business in India. Consequently, our financial performance will be affected by changes in exchange rates and controls, interest rates, changes in government policies, including taxation policies, social and civil unrest and other political, social and economic developments in or affecting India. India  is  currently  in  an  election  year  and  the  election  of  a  new  administration  could  result  in  uncertainty  in  the  solar  market,  which  could  harm  our operations. The Indian government  has exercised  and continues  to exercise  significant  influence  over many aspects of the Indian economy. Since 1991, successive Indian governments have generally pursued policies of economic liberalization and financial sector reforms, including by significantly relaxing restrictions on the private  sector.  Nevertheless,  the  role  of  the  Indian  central  and  state  governments  in  the  Indian  economy  as  producers,  consumers  and  regulators  has  remained significant and we cannot assure you that such liberalization policies will continue. The rate of economic liberalization could change, and specific laws and policies affecting  solar  power  producers,  foreign  investments,  currency  exchange  rates  and  other  matters  affecting  investments  in  India  could  change  as  well,  including exposure to possible expropriation, nationalization or other governmental actions. Further,  protests  against  privatizations  and  government  corruption  scandals,  which  have  occurred  in  the  past,  could  slow  the  pace  of  liberalization  and deregulation.  A significant  change  in  India’s  policy  of  economic  liberalization  and  deregulation  or  any social  or  political  uncertainties  could significantly  harm business and economic conditions in India generally and our business and prospects. The extent and reliability of Indian infrastructure could significantly harm our results of operations, cash flows and financial conditions. India’s physical infrastructure is less developed than that of many developed nations. Any congestion or disruption with respect to communication systems or any public facility, including transportation infrastructure, could disrupt our normal business activity. Any deterioration of India’s physical infrastructure would harm the national economy, disrupt the transportation of people, goods and supplies, and add costs to doing business in India. These disruptions could interrupt our business operations and significantly harm our results of operations, cash flows and 24 financial condition. For the risk of congestion or disruption with respect to India’s electricity grid and transmission lines, see “— Risks Relating to Us and Our Industry  — Any constraints  in  the availability  of  the  electricity  grid,  including  our inability  to obtain  access  to transmission  lines  in a timely  and cost-efficient manner, could adversely affect our business, results of operations and cash flows.” A decline in India’s foreign exchange reserves may adversely affect liquidity and interest rates in the Indian economy. According to the weekly statistical supplement of the RBI Bulletin, India’s foreign exchange reserves totalled US$26,565 billion as of March 29, 2019. A sharp decline in these reserves could result in reduced liquidity and higher interest rates in the Indian economy. Reduced liquidity or an increase in interest rates in the economy following a decline in foreign exchange reserves could have a material adverse effect on our financial performance and ability to obtain financing to fund our growth on favorable terms or at all. A slowdown in economic growth in India could cause our business to suffer. Since  inception,  all  of  our  revenue  has  been  derived  directly  from  sales  by  AZI  and  its  various  other  subsidiaries  in  India.  In  addition,  the  CIA  World Factbook estimates that consumer inflation in India was approximately 3.6% in 2017. The performance and growth of our business are necessarily dependent on economic conditions prevalent in India, which may be significantly harmed by political instability or regional conflicts, a general rise in interest rates, inflation and economic  slowdown  elsewhere  in  the  world  or  otherwise.  The  Indian  economy  also  remains  largely  driven  by  the  performance  of  the  agriculture  sector  which depends on the quality of monsoon, which is difficult to predict. Although the Indian economy has continued to grow in the past few years, any future slowdown in the Indian economy or a further increase in inflation could have a material  adverse effect on the demand for power and, as a result, on our financial condition, results of operations and cash flows. India’s trade relationships with other countries and its trade deficit may significantly harm Indian economic conditions. If trade deficits increase or are no longer  manageable  because  of  an  unexpected  rise  in  global  crude  oil  prices  or  otherwise,  the  Indian  economy,  and  therefore  our  business  and  our  financial performance could be significantly harmed. India  also  faces  major  challenges  in  sustaining  its  growth,  which  include  the  need  for  substantial  infrastructure  development  and  improving  access  to healthcare and education. If India’s economic growth cannot be sustained or otherwise slows down significantly, our business and prospects could be significantly harmed. Stringent labor laws may harm our ability to have flexible human resource policies and labor union problems could negatively affect our processing capacity, construction schedules, cash flows and overall profitability. India has stringent labor legislation that protects the interests of workers, including legislation that sets forth detailed procedures for dispute resolution and employee  removal,  imposes  financial  obligations  on employers  upon employee  layoffs  and  regulates  contract  labor.  These laws may restrict  our ability  to have human resource policies that would allow us to react swiftly to the needs of our business, discharge employees or downsize. We may also experience labor unrest in the future, which may delay our construction schedules or disrupt our operations. If such delays or disruptions occur or continue for a prolonged period of time, our processing capacity and overall profitability could be negatively affected. We also depend on third party contract labor. It is possible under Indian law that we may be held responsible for wage payments to these laborers if their contractors default on payment. We may be held liable for any non-payment by contractors and any such order or direction from a court or any other regulatory authority may harm our business, results of our operations and cash flows. 25 Foreign investment laws in India include certain restrictions, which may affect our future acquisitions or investments in India. India regulates ownership of Indian companies by non-residents, although some restrictions on foreign investment have been relaxed in recent years. Under current Indian regulations, transfers of shares between non-residents and residents are permitted (subject to certain exceptions) if they comply with, among other things,  the  guidelines  specified  by  the  Reserve  Bank  of  India  in  relation  to  pricing  and  valuation  of  such  shares  and  certain  reporting  requirements  for  such transactions specified by the Reserve Bank of India. If the transfer of shares is not in compliance with such pricing guidelines or reporting requirements, or falls under any of the exceptions specified by the Reserve Bank of India, the prior approval of the Reserve Bank of India will be required before any such transfer may be consummated. We may not be able to obtain any required approval from the Reserve Bank of India or any other Indian regulatory authority on any particular terms or at all. For example, under its consolidated foreign direct investment policy, the Indian government has set out additional requirements for foreign investments in India,  including  requirements  with  respect  to  downstream  investments  by  Indian  companies  owned  or  controlled  by  non-resident  entities  and  the  transfer  of ownership or control, from resident Indian persons or entities to non-residents, of Indian companies in sectors with limits on foreign investment. As substantially all of AZI’s equity shares are directly held by Azure Power Global Limited, it would be considered an entity owned and controlled by non-residents under applicable Indian laws. Accordingly, any downstream investment by AZI into another Indian company will have to be in compliance with conditions applicable to such Indian entity, in accordance with the consolidated foreign direct investment policy. There are guidelines in relation to pricing and valuation of shares and restrictions on sources of funding for such investments. While these guidelines currently do not materially limit our planned investments in our Indian subsidiaries, to the extent they become more restrictive, they may restrict our ability to make further equity investments in India, including through Azure Power Global Limited. Further, India’s Foreign Exchange Management Act, 1999, as amended, and the rules and regulations promulgated thereunder prohibit us from borrowing from our Indian subsidiaries. We are permitted to lend to our Indian subsidiaries subject to compliance with India’s policy on external commercial borrowings as notified by the Reserve Bank of India from time to time, which specifies certain conditions, including in relation to eligible lenders and borrowers, permitted end use and limits on the all-in-cost. Our ability to raise foreign capital may be constrained by Indian law. Our  Indian  subsidiaries  are  subject  to  exchange  controls  that  regulate  borrowing  in  foreign  currencies.  Such  regulatory  restrictions  limit  our  financing sources and hence could constrain our ability to obtain financings on competitive terms and refinance existing indebtedness. In addition, we cannot assure you that the required approvals will be granted to us without onerous conditions, or at all. Limitations on raising foreign debt may have an adverse impact on our business growth, financial condition, results of operations and cash flows. Imposition of anti-dumping or safeguard duties on solar equipment imports may increase our costs and affect our margins. The Ministry of Finance of the Indian government imposed a 25% safeguard duty on import of solar panels from July 30, 2018 to July 29, 2019, which will be lowered to 20% for the ensuing six months and 15% for the six months thereafter. While certain solar power producers approached the High Court of Orissa and obtained an interim stay in July 2018, the Supreme Court of India overturned this order on September 11, 2018, and accordingly the safeguard duty continues to be in effect. Our  PPAs  typically  contain  change-in-law  provisions  which  permit  us  to  pass  on  such  increases  to  our  offtakers  with  an  upward  revision  of  tariff  by obtaining  an  order  to  this  effect  from  the  relevant  electricity  regulatory  commissions.  While  we  have  commenced  submitting  change-in-law  petitions  before relevant electricity regulatory commissions, we cannot assure you that the electricity regulatory commissions will revise relevant tariffs sufficiently or at all. To the extent we are unable to pass on the impact of the imposition of safeguard duty to our offtakers, in part or in whole, under any of our PPAs, our increased costs of purchase of solar panels could adversely affect our operating results, cash flows and financial condition. 26 Investors may not be able to enforce a judgment of a foreign court against our Indian subsidiaries, certain of our directors, or our key management, except by way of a suit in India on such judgment. All of our operating subsidiaries are incorporated under the laws of India. In addition, certain of our directors and substantially all of our key management personnel reside in India, and all or a substantial portion of our assets and such persons are located in India. As a result, it may not be possible for investors to effect service of process upon such persons outside India, or to enforce judgments obtained against such parties outside India. In India, recognition and enforcement of foreign judgments are provided for under Section 13 and Section 44A of the Civil Procedure Code, 1908 (the “Civil Code”) on a statutory basis. Section 13 of the Civil  Code  provides  that  a  foreign  judgment  shall  be  conclusive  regarding  any  matter  directly  adjudicated  upon,  except:  (i)  where  the  judgment  has  not  been pronounced by a court of competent jurisdiction; (ii) where the judgment has not been given on the merits of the case; (iii) where it appears on the face of the proceedings  that  the  judgment  is  founded  on  an  incorrect  view  of  international  law  or  a  refusal  to  recognize  the  law  of  India  in  cases  to  which  such  law  is applicable; (iv) where the proceedings in which the judgment was obtained were opposed to natural justice; (v) where the judgment has been obtained by fraud; and (vi) where the judgment sustains a claim founded on a breach of any law then in force in India. Under the Civil Code, a court in India shall, upon the production of any document purporting to be a certified copy of a foreign judgment, presume that the judgment was pronounced by a court of competent jurisdiction unless the contrary appears on record. India is not a party to any international treaty in relation to the recognition or enforcement of foreign judgments. Section 44A of the Civil Code provides that where a foreign judgment has been rendered by a superior court, within the meaning of such section, in any country or territory outside India, which the Indian government  has  by  notification  declared  to  be  a  reciprocating  territory,  it  may  be  enforced  in  India  by  proceedings  in  execution  as  if  the  judgment  had  been rendered by the relevant court in India. However, Section 44A of the Civil Code is applicable only to monetary decrees not being in the nature of any amounts payable in respect of taxes, other charges of a like nature or in respect of a fine or other penalties and does not apply to arbitration awards. Further, the execution of the foreign decree under Section 44A of the Civil Code is also subject to the exceptions under Section 13 of the Civil Code. The  United  Kingdom,  Singapore  and  Hong  Kong  (among  others)  have  been  declared  by  the  Indian  government  to  be  reciprocating  territories  for  the purposes  of  Section  44A.  However,  the  United  States  has  not  been  declared  by  the  Indian  government  to  be  a  reciprocating  territory  for  the  purposes  of Section 44A of the Civil Code. Accordingly, a judgment of a court in a country which is not a reciprocating territory may be enforced in India only by a fresh proceeding  suit  instituted  in  a  court  of  India  and  not  by  proceedings  in  execution.  Such  a  suit  has  to  be  filed  in  India  within  three  years  from  the  date  of  the judgment in the same manner as any other suit filed in India to enforce a civil liability in India. It is unlikely that a court in India would award damages on the same basis as a foreign court would, if an action were brought in India. Further, it is unlikely that an Indian court would enforce foreign judgments if that court were of the view that the amount of damages awarded was excessive or inconsistent with Indian public policy. A party seeking to enforce a foreign judgment in India is required to obtain approval from the RBI to repatriate outside India any amount recovered pursuant to the execution of such judgment and such amount may be subject  to  income  tax  in  accordance  with  applicable  laws.  In  addition,  any  judgment  awarding  damages  in  a  foreign  currency  would  be  converted  into  Indian Rupees on the date of the judgment and not the date of payment. We cannot predict whether a suit instituted in an Indian court will be disposed of in a timely manner or be subject to considerable delay. Changing laws, rules and regulations and legal uncertainties, including adverse application of corporate and tax laws, may adversely affect our business, financial condition, results of operations, cash flows and prospects. The regulatory and policy environment in which we operate is evolving and subject to change. Such changes, including the instances mentioned below, may adversely affect our business, financial condition, results of operations, cash flows and prospects, to the extent that we are unable to suitably respond to and comply with any such changes in applicable law and policy. • The Ministry of Finance of the Indian government recently imposed a 25% safeguard duty on import of solar panels from July 30, 2018 to July 29, 2019, which will be lowered to 20% for the ensuing six months and 15% for the six months thereafter. While certain solar power producers approached the  High  Court  of  Orissa  and  obtained  an  interim  stay  in  July  2018,  the  Supreme  Court  of  India  overturned  this  order  on  September  11,  2018,  and accordingly the safeguard duty continues to be in effect. 27   • A comprehensive national goods and services tax (“GST”) regime that combines taxes and levies by the central and state governments into a unified rate structure has come into effect since July 1, 2017 , unifying and replacing various indirect taxes applicable earlier. The GST rules were amended multiple times since the effective date. The GST has led to a minor increase in the cost of operations of the onshore s ubsidiaries part of Solar Green Bond (“ Restricted Subsidiaries ”) since various services received by the onshore Restricted Subsidiaries are now taxed at the rate of 18% under GST as compared to the earlier service tax which was charged at the rate of 15%. Any further amendment to the GST rules may result in addition to project costs and operation costs of the power plants. • The Indian government has also amended the Income Tax Act, 1961 in respect of the manner of determining the ‘tax residency’ of a company in India with effect from April 1, 2017. Previously, a foreign company could be a tax resident of India only if its control and management was situated wholly in  India.  Under  the  amended  rules,  a  company  will  be  treated  as  tax  resident  of  India  if  (i)  it  is  an  Indian  company;  or  (ii)  its  place  of  effective management (“POEM”) is in India. POEM is defined in the Income Tax Act, 1961, to mean a place where key management and commercial decisions that  are  necessary  for  the  conduct  of  the  business  of  an  entity  as  a  whole  are,  in  substance,  made.  The  Indian  government  has  also  issued  the  final guidelines  for  determining  the  POEM  of  a  company  on  January  24,  2017.  The  applicability  of  the  amended  provisions  and  the  treatment  of  our subsidiaries under such provisions is uncertain. • The  provisions  of  the  General  Anti-Avoidance  Rules  (“GAAR”)  came  into  effect  on  April  1,  2017.  The  GAAR  provisions  can  be  invoked  once  an arrangement is regarded as an “impermissible avoidance arrangement”, which is any arrangement, or a part of it, the main purpose of which is to obtain a tax benefit and which satisfies at least one of the following tests: (i) creates rights, or obligations, which are not ordinarily created between persons dealing at arm’s length; (ii) results, directly or indirectly, in misuse, or abuse, of the provisions of the Income Tax Act, 1961; (iii) lacks commercial substance or is deemed to lack commercial substance, in whole or in part; or (iv) is entered into, or carried out, by means, or in a manner, which is not ordinarily employed for bona fide purposes. The onus to prove that the transaction is not an “impermissible avoidance agreement” is on the assessee, i.e. an arrangement shall be presumed, unless it is proved to the contrary by the assessee. If GAAR provisions are invoked, then the tax authorities have wide powers, including denial of tax benefit or a benefit under a tax treaty the consequences and effects of which are not determinable at present. Such effects could materially and adversely affect our business, prospects, cash flows, financial condition and results of operations. Uncertainty  in  the  applicability,  interpretation  or  implementation  of  any  amendment  to,  or  change  in,  governing  law,  regulation  or  policy  in  the jurisdictions in which we operate, including by reason of an absence, or a limited body, of administrative or judicial precedent may be time consuming as well as costly for us to resolve and may impact the viability of our current business or restrict our ability to grow our business in the future. Natural calamities could have a negative impact on the Indian economy and adversely affect our business and project operations. India  has  experienced  natural  calamities  such  as  earthquakes,  tsunamis,  floods  and  drought  in  the  past  few  years.  In  December  2016,  cyclonic  storm resulted in heavy rains over the state of Tamil Nadu in southern India and adjoining areas, as a result of which, many parts of Tamil Nadu and Andhra Pradesh witnessed massive damage. In May 2018, high-velocity dust storms swept across the northern region in India resulting in destruction of infrastructure including electric poles and mass casualties. The extent and severity of these natural disasters determines their impact on the Indian economy. If climatic conditions or natural disasters  occur  in  areas  where  our  solar  projects  and  project  teams  are  located,  project  development,  connectivity  to  the  power  grid  and  the  provision  of  O&M services may be adversely affected. In particular, materials may not be delivered as scheduled and labor may not be available. Substantially all of our operations and employees are located in India and there can be no assurance that we will not be adversely affected by natural disasters in the future. 28       War, terrorist acts and other acts of violence involving India or other neighboring countries could significantly harm our operations directly, or may result in a more general loss of customer confidence and reduced investment in these countries that causes significant harm to our business, results of operations, cash flows and financial condition. Terrorist  attacks  and  other  acts  of  violence  or  war  involving  India  or  other  neighboring  countries  may  significantly  harm  the  Indian  markets  and  the worldwide financial markets. The occurrence of any of these events may result in a loss of business confidence, which could potentially lead to economic recession and  generally  cause  significant  harm  to  our  business,  results  of  operations,  cash  flows  and  financial  condition.  In  addition,  any  deterioration  in  international relations may result in investor concern regarding regional stability, which could decrease the price of our equity shares. South Asia has also experienced instances of civil unrest and hostilities among neighboring countries from time to time. There have also been incidents in and  near  India  such  as  terrorist  attacks  in  Mumbai,  Delhi  and  on  the  Indian  Parliament,  troop  mobilizations  along  the  Pakistan  and  Chinese  borders  and  an aggravated geopolitical situation in the region. Such military activity or terrorist attacks in the future could significantly harm the Indian economy by disrupting communications and making travel more difficult. Resulting political tensions could create a greater perception that investments in Indian companies involve a high degree  of  risk.  Furthermore,  if  India  were  to  become  engaged  in  armed  hostilities,  particularly  hostilities  that  were  protracted  or  involved  the  threat  or  use  of nuclear weapons, we might not be able to continue our operations. Our insurance policies for a certain part of our business do not cover terrorist attacks or business interruptions from terrorist attacks or for other reasons. Risks Related to Investments in Mauritian Companies As our shareholder, you may have greater difficulties in protecting your interests than as a shareholder of a United States corporation. We  are  incorporated  under  the  laws  of  Mauritius.  The  laws  generally  applicable  to  United  States  corporations  and  their  shareholders  may  provide shareholders of United States corporations with rights and protection for which there may be no corresponding or similar provisions under the Companies Act 2001 of Mauritius, as amended, or the Mauritius Companies Act. As such, being shareholder of our equity shares, you may or may not be accorded the same level of shareholder  rights  and  protection  that  a  shareholder  of  a  United  States  corporation  may  be  accorded  under  the  laws  generally  applicable  to  United  States corporations and their shareholders. Taken together with the provisions of our constitution, which we adopted with effect upon completion of our public offering in October 2016, or Constitution, some of these differences may result in you having greater difficulties in protecting your interests as our shareholder than you would have as a shareholder of a United States corporation. This affects, among other things, the circumstances under which transactions involving an interested director are voidable, whether an interested director can be held accountable for any benefit realized in a transaction with us, what rights you may have as a shareholder to enforce specified provisions of the Mauritius Companies Act or our Constitution, and the circumstances under which we may indemnify our directors and officers. We may become subject to unanticipated tax liabilities that may have a material adverse effect on our results of operations. We are structured as a Global Business Company (“GBC”) in Mauritius. A GBC must at all times: (i) Carry out its core income generating activities in or from Mauritius by: - employing either directly or indirectly a reasonable number of qualified persons to carry out the core activities, and - having a minimum level of expenditure, which is proportionate to its level of activities (ii) Be managed and controlled from Mauritius; and (iii)Be administered by a Management Company. 29         In  a  circular  addressed  to  Management  Companies  dated  October  12,  2018,  the  Financial  Services  Commission  in  Mauritius  have  advised  that  going forward, in assessing the exact substance requirements to be met by a GBC, they shall consider the nature and level of core income generating activities conducted (including the use of technology) by the GBC and taking into account the circumstances of each GBC, based on the following indicative guidelines: Non-financial services activities Investment holding (excluding IP rights) Non-investment holding Minimum expenditure (U.S. dollar) 12,000    15,000    Employment in Mauritius (direct or indirect) No minimum employment specified If annual turnover is: -Less than US$100 million – minimum of one -More than US$100 million – minimum of two Generally,  the  income  tax  rate  for  GBCs  is  at  15%,  but  subject  to  meeting  certain  prescribed  conditions,  a  partial  exemption  of  80%  may  be  allowed against certain types of income such as foreign source dividend and interest. Where the GBC derives income which is subject to foreign tax, and where the said partial exemption has not been applied, the amount of foreign tax paid may be allowed as a credit against income tax payable in Mauritius in respect of that income. Anti-takeover provisions in our constitutional documents and under Mauritius law could make an acquisition of us, which may be beneficial to our shareholders, more difficult and may prevent attempts by our shareholders to replace or remove our current management and limit the market price of our equity shares. Provisions in our Constitution may have the effect of delaying or preventing a change in control or changes in our management. Our Constitution includes the following provisions which may be regarded as defensive measures: • • • • • a staggered Board of Directors; the ability to issue additional equity shares (including “blank check” preferred stock); granting directors, the absolute discretion to decline to register a transfer of any shares; requiring that amendments to our Constitution be approved by a special resolution of the shareholders of our company; and limiting the liability of, and providing indemnification to, our directors and officers. These provisions may restrict or prevent any attempts by our shareholders to replace or remove our current management by making it more difficult for shareholders to replace members of our Board of Directors, which is responsible for appointing the members of our management team. The provisions could also deprive our shareholders of the opportunity to sell their shares at a premium over the prevailing market price by discouraging third parties from seeking to obtain control of our company in a tender offer or similar transactions. Risks Related to Our Equity Shares An active or liquid trading market for our equity shares may not be maintained. An active, liquid trading market for our equity shares may not be maintained in the long term and we cannot be certain that any trading market for our equity shares will be sustained or that the present price will correspond to the future price at which our equity shares will trade. Loss of liquidity could increase the price volatility of our equity shares. Any additional issuance of equity shares or other equity-related securities would dilute the positions of existing investors in the equity shares and could adversely affect the market price of our equity shares. We cannot assure you that our equity shares will not decline below their prevailing market price. You may be unable to sell your equity shares at a price that is attractive to you. 30                         The market price of our equity shares has been and may continue to be volatile, and you could lose all or part of your investment. The trading price of our equity shares has been volatile since our initial public offering, and is likely to continue to be volatile. Factors that could cause fluctuations in the market price of our equity shares include — trading volume, prices of other securities, market trends, growth of other comparable companies, changes in operating performance, sale of additional shares in the market by us or by other investors, coverage by security analysts, changes in financial estimates, failure to meet analyst or market expectations, press releases by us or our competitors, market speculations, changes in tax and other incentives, regulatory and policy changes, litigations, business acquisitions, changes in accounting standards and economic conditions. Further, in recent years the stock markets have experienced extreme  price and volume fluctuations that have affected  and continue to affect  the market prices of equity securities of many companies. These fluctuations often have been unrelated or disproportionate to the operating performance of those companies. In addition, the stock prices of many renewable energy companies have experienced wide fluctuations that have often been unrelated to the operating performance of those companies. These broad market and industry fluctuations, as well as general economic, political and market conditions such as recessions, government shutdowns, interest rate changes, or international currency fluctuations, may cause the market price of our equity shares to decline. Sales of a substantial number of our equity shares in the public market, including by our existing stockholders, could cause our stock price to fall. Sales of a substantial number of our equity shares in the public market, or the perception that the sales might occur, could depress the market price of our equity shares and could impair our ability to raise capital through the sale of additional equity securities. We are unable to predict the effect that these sales and others may have on the prevailing market price of our equity shares. In addition, certain of our stockholders can require us to register shares of our capital stock owned by them for public sale in the United States. We have also  filed  a  registration  statement  to  register  our  equity  shares  reserved  for  future  issuance  under  our  equity  compensation  plans.  Subject  to  the  satisfaction  of applicable  exercise  periods  and  applicable  volume  and  restrictions  that  apply  to  affiliates,  our  equity  shares  issued  upon  exercise  of  outstanding  options  will become available for immediate resale in the public market upon issuance. Future sales of our equity shares may make it more difficult for us to sell equity securities in the future at a time and at a price that we deem appropriate. These sales also could cause the market price of our equity shares to decline and make it more difficult for you to sell our equity shares. You may have difficulty enforcing judgments against us, our directors and management. We are incorporated under the laws of Mauritius. Further, we conduct substantially all of our operations in India through our key operating subsidiary in India. The majority of our directors and officers reside outside the United States, and a majority of our assets and some or all of the assets of such persons are located outside the United States. As a result, it may be difficult or impossible to effect service of process within the United States upon us or those persons, or to recover  against  us or them  on judgments  of United States courts,  including judgments  predicated  upon the civil liability  provisions  of the United States federal securities laws. An award of punitive damages under a United States court judgment based upon United States federal securities laws is likely to be construed by Mauritian and Indian courts to be penal in nature and therefore unenforceable in both Mauritius and India. Further, no claim may be brought in Mauritius or India against  us  or  our  directors  and  officers  in  the  first  instance  for  violation  of  United  States  federal  securities  laws  because  these  laws  have  no  extraterritorial application under Mauritian or Indian law and do not have force of law in Mauritius  or India. However, a Mauritian  or Indian court may impose civil liability, including the possibility of monetary damages, on us or our directors and officers if the facts alleged in a complaint constitute or give rise to a cause of action under Mauritian or Indian law. Moreover, it is unlikely that a court in Mauritius or India would award damages on the same basis as a foreign court if an action were brought in Mauritius or India or that a Mauritian or Indian court would enforce foreign judgments if it viewed the amount of damages as excessive or inconsistent with Mauritius or Indian practice or public policy. 31 The courts  of Mauritius  or India would not automatically  enforce  judgments  of United States courts obtained  in actions against  us or our directors  and officers, predicated upon the civil liability provisions of the United States federal securities laws, or entertain actions brought in Mauritius or India against us or such persons predicated solely upon United States federal securities laws. Further, there is no treaty in effect between the United States and Mauritius providing for the enforcement of judgments of United States courts in civil and commercial matters and the United States has not been declared by the Indian government to be a reciprocating territory for the purposes of enforcement of foreign judgments, and there are grounds upon which Mauritian or Indian courts may decline to enforce the judgments of United States courts. Some remedies available under the laws of United States jurisdictions, including remedies available under the United States federal securities laws, may not be allowed in Mauritian or Indian courts if contrary to public policy in Mauritius or India. Because judgments of United States courts  are  not  automatically  enforceable  in  Mauritius  or  India,  it  may  be  difficult  for  you  to  recover  against  us  or  our  directors  and  officers  based  upon  such judgments. In India, prior approval of the Reserve Bank of India is required in order to repatriate any amount recovered pursuant to such judgments. We do not expect to pay any cash dividends on our equity shares. We have not paid dividends on any of our equity shares to date and we currently intend to retain our future earnings, if any, to fund the development and growth  of  our  business.  As  a  result,  capital  appreciation,  if  any,  of  our  equity  shares  are  likely  to  be  your  sole  source  of  gain  for  the  foreseeable  future. Consequently, you will likely only experience a gain from your investment in our equity shares if the price of our equity shares increases. In  addition,  our  ability  and  decisions  whether  to  pay  dividends  in  the  future  will  depend  on  our  earnings,  financial  condition  and  capital  requirements. Dividends to U.S. holders may be negatively affected by foreign currency fluctuations. We may not generate sufficient income to cover our operating expenses and pay dividends to our shareholders, or at all. Our ability to pay dividends also could be restricted under financing arrangements that we may enter into in the future and we may be required to obtain the approval of lenders in the event we are in default of our repayment obligations. We may be unable to pay dividends in the near or medium term, and our future dividend policy will depend on our capital requirements, financing arrangements, results of operations and financial condition. Dividends distributed by us will attract dividend distribution tax at rates applicable from time to time. Our holding company will have to rely principally on dividends and other distributions on equity paid by our operating subsidiaries and limitations on their ability to pay dividends to us could adversely impact your ability to receive dividends on our equity shares. Since we cannot borrow from our Indian subsidiaries, dividends and other distributions on equity paid by our operating subsidiaries will be our principal source for cash in order for us to fund our operations including corporate expenses. Accordingly, we may need to issue additional equity or borrow funds, either of which may be unavailable on attractive terms, if at all. If our operating subsidiaries incur debt on their own behalf in the future, the instruments governing the debt may restrict their ability to pay dividends or make other distributions to our holding company. As our key operating subsidiary is established in India, it is also subject to certain limitations with respect to dividend payments. As of the date of this annual report, AZI has not paid any cash dividends on its equity shares and does not intend to pay dividends to its equity shareholders, including Azure Power Global Limited, in the foreseeable future. Moreover, as we do not own 100% of AZI, any dividend payment made by AZI to us will also involve a payment to the other shareholders of AZI. As a foreign private issuer, we are permitted to, and we will, follow certain home country corporate governance practices in lieu of certain requirements applicable to U.S. issuers. This may afford less protection to holders of our equity shares. As  a  foreign  private  issuer  listed  on  the  New  York  Stock  Exchange,  or  NYSE,  we  are  permitted  to  follow  certain  home  country  corporate  governance practices in lieu of certain NYSE requirements. A foreign private issuer must disclose in its annual reports filed with the SEC, each NYSE requirement with which it does not comply followed by a description of its applicable home country practice. As a company incorporated in Mauritius and which is listed on the NYSE, we may follow our home country practice with respect to the composition of our Board of Directors and 32 executive sessions. Unlike the requirements of the NYSE, the corporate governance practice and requirements in Mauritius do not require us as a GBC1 to have the majority of our Board of Directors be independent or to hold regular executive sessions where only independent directors shall be present. Such Mauritian home country practices may afford less protection to holders of our equity shares than would be available to the shareholders of a U.S. corporation. If we cease to qualify as a foreign private issuer, we would be required to comply fully with the reporting requirements of the Exchange Act applicable to U.S. domestic issuers, and we would incur significant additional legal, accounting and other expenses that we would not incur as a foreign private issuer. As  a  foreign  private  issuer,  we  are  exempt  from  a  number  of  rules  and  regulations  under  the  Securities  Exchange  Act  of  1934,  or  the  Exchange  Act, applicable  to  U.S.  domestic  issuers,  including  the  furnishing  and  content  of  proxy  statements,  compliance  with  the  reporting  and  short-swing  profit  recovery provisions  contained  in  Section  16  of  the  Exchange  Act  applicable  to  executive  officers,  directors  and  principal  shareholders.  We  are  not  required  under  the Exchange  Act  to  file  periodic  reports  and  financial  statements  with  the  SEC  as  frequently  or  as  promptly  as  U.S.  domestic  issuers,  and  we  are  not  required  to disclose in our periodic reports all of the information that U.S. domestic issuers are required to disclose. If we do not qualify as a foreign private issuer, we will be required to comply fully with the reporting requirements of the Exchange Act applicable to U.S. domestic issuers, and we will incur significant additional legal, accounting and other expenses that we would not incur as a foreign private issuer. For as long as we are an “emerging growth company,” we will not be required to comply with certain reporting requirements that apply to other public companies. We  are  an  “emerging  growth  company,”  as  defined  in  the  JOBS Act,  enacted  on  April  5,  2012.  For  as  long  as  we  continue  to  be  an  emerging  growth company, we may choose to take advantage of certain exemptions from reporting requirements applicable to other public companies that are not emerging growth companies.  These  include:  (1)  not  being  required  to  comply  with  the  auditor  attestation  requirements  of  Section  404  of  the  Sarbanes-Oxley  Act,  (2)  not  being required  to  comply  with  any  new  requirements  adopted  by  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board,  or  the  PCAOB,  requiring  mandatory  audit  firm rotation or a supplement to the auditor’s report in which the auditor would be required to provide additional information about the audit and the financial statements of  the  issuer,  (3)  not  being  required  to  comply  with  any  new  audit  rules  adopted  by  the  PCAOB after  April  5,  2012  unless  the  SEC  determines  otherwise,  and (4)  not  being  required  to  provide  certain  disclosure  regarding  executive  compensation  required  of  larger  public  companies.  We  could  be  an  emerging  growth company  for  up  to  five  years  from  the  end  of  fiscal  year  2017,  although,  if  the  market  value  of  our  equity  shares  that  is  held  by  non-affiliates  exceeds  US$ 700 million as of any September 30 before the end of that five-year period, we would cease to be an emerging growth company as of the following April 1. The Company early adopted certain new accounting pronouncements that are applicable for public companies and irrevocably elected to follow the public company accounting requirements. This will result in adoption of Financial Accounting Standards Board (“FASB”)’s Accounting Standard Updates (“ASU”), as it would be applicable for other public companies. We cannot predict if investors will find our equity shares less attractive if we choose to rely on these exemptions. If some investors find our equity shares less attractive as a result of any choices to reduce future disclosure, there may be a less active trading market for our equity shares and our share price may be more volatile. Further, as a result of these scaled regulatory requirements, our disclosure may be more limited than that of other public companies and you may not have the same protections afforded to shareholders of such companies. You may be subject to Indian taxes on income arising through the sale of our equity shares. Pursuant to recent amendments to the Indian Income Tax Act, 1961, as amended, income arising directly or indirectly through the sale of a capital asset, including any share or interest in a company or entity registered or incorporated outside of India, will be liable to tax in India, if such share or interest derives, directly or indirectly, its value substantially from assets (whether tangible or intangible) located in India and whether or not the seller of such share or interest has a residence, place of business, business connection, or any other presence in India. The share or interest of the company or entity registered or incorporated outside of India is deemed to derive its value substantially from the assets located in India if the value of such Indian assets exceeds INR 100 million and represents at least 50% of the value of all the assets owned by the company or entity registered or incorporated outside of India. Substantially all of our assets are located in India. 33 However, if  the transferor  of share or interest  in a company  or entity  registered  or incorporated  outside of India  (along with its associated  enterprises), neither holds the right of management or control in the company or entity registered or incorporated outside of India nor holds voting power or share capital or interest exceeding 5% of the total voting power or total share capital or interest in the company or entity registered or incorporated outside of India, at any time during  the  twelve  months  preceding  the  date  of  transfer,  such  small  shareholders  are  exempt  from  the  indirect  transfer  provisions  mentioned  above.  The amendments  also  do  not  deal  with  the  interplay  between  the  amendments  to  the  Indian  Income  Tax  Act,  1961,  as  amended,  and  the  existing  Double  Taxation Avoidance  Agreements  that  India  has  entered  into  with  countries  such  as  the  United  States  in  case  of  an  indirect  transfer.  Accordingly,  the  implications  of  the recent amendments are presently unclear. If it is determined that these amendments apply to a holder of our equity shares, such holder could be liable to pay taxes in India on such income. If securities or industry analysts do not publish or cease publishing research or reports about us, our business or our market, or if they change their recommendations regarding our equity shares adversely, our stock price and trading volume could decline. The trading market for our equity shares is influenced by the research and reports that industry or securities analysts publish about us, our business, our market or our competitors. If any of the analysts who cover us or may cover us in the future change their recommendation regarding our stock adversely, or provide more favorable relative recommendations about our competitors, our stock price would likely decline. If any analyst who covers us or may cover us in the future were to cease coverage of our company or fail to regularly publish reports on us, we could lose visibility in the financial markets, which in turn could cause our stock price or trading volume to decline. Future issuances of any equity securities may cause a dilution in your shareholding, decrease the trading price of our equity shares, and restrictions agreed to as part of debt financing arrangements may place restrictions on our operations. Any issuance of equity securities after our initial offering could dilute the interests of our shareholders and could substantially decrease the trading price of our equity shares. We may issue equity or equity-linked securities in the future for a number of reasons, including to finance our operations and business strategy (including  in  connection  with  acquisitions  and  other  transactions),  to  adjust  our  ratio  of  debt  to  equity,  to  satisfy  our  obligations  upon  the  exercise  of  then- outstanding options or other equity-linked securities, if any, or for other reasons. Issuance of such additional securities may significantly dilute the equity interests of  investors,  since  initial  offering  who  will  not  have  pre-emptive  rights  with  respect  to  such  an  issuance,  subordinate  the  rights  of  holders  of  equity  shares  if preferred shares are issued with rights senior to those afforded to our equity shares, or harm prevailing market prices for our equity shares. We may not be able to successfully complete acquisitions or enhance post-acquisition performances. In addition to our organic growth, we intend to continue to accelerate our business growth through strategic acquisitions when suitable opportunities arise. However, our ability to consummate acquisitions is subject to various risks and uncertainties, including: • • • • failure to identify suitable acquisition targets and reach agreement on commercially reasonable terms; failure to obtain sufficient financing on acceptable terms to fund the proposed acquisitions; failure to obtain regulatory approvals and third-party consents necessary to consummate the proposed acquisitions; and other companies, many of which may have greater financial, marketing and sales resources, may compete with us for the right to acquire such product candidates, products or businesses. Even  if  we  are  able  to  consummate  acquisitions,  our  ability  to  grow  our  business  through  such  acquisitions  remains  subject  to  further  risks  and uncertainties which could materially and adversely affect our business, financial condition and results of operations, including that: • we are unable to integrate the acquired businesses with our existing business and operations; • the acquired businesses do not provide us with the resources we had anticipated; 34             • the acquired businesses are subject to unforeseen or hidden liabilities; • we are unable to effectively manage our enlarged business operations or manage the acquired businesses that may operate in new markets or geographic regions; and • the acquired businesses do not generate the revenue and profitability we had anticipated. Furthermore, the process of pursuing and consummating acquisitions and integrating and managing acquired businesses, whether or not successful, could divert our resources and management attention from our existing business and disrupt our operations. We may be classified as a passive foreign investment company, which could result in adverse U.S. federal income tax consequences to certain U.S. investors of our equity shares. We believe that we were not a passive foreign investment company (“PFIC”) for our taxable year ending March 31, 2019 and that, based on the present composition of our income and assets and the manner in which we conduct our business, we will not be a PFIC in our current taxable year or in the foreseeable future.  Whether  we  are  a  PFIC  is  a  factual  determination  made  annually,  and  our  status  could  change  depending,  among  other  things,  upon  changes  in  the composition and amount of our gross income and the relative quarterly average value of our assets. In particular, if we generate a small amount of gross income that is attributable to passive income in a taxable year, then there is a risk that we may be a PFIC for that year. If we were a PFIC for any taxable year in which you hold our equity shares, you generally would be subject to additional taxes on certain distributions and any gain realized from the sale or other taxable disposition of our equity shares regardless of whether we continued to be a PFIC in any subsequent year, unless you mark your equity shares to market for tax purposes on an annual  basis.  You  are  encouraged  to  consult  your  own  tax  advisor  as  to  our  status  as  a  PFIC  and  the  tax  consequences  to  you  of  such  status.  See  “Item  10. Additional Information — E. Taxation — U.S. Federal Income Taxation — Passive Foreign Investment Company Status.” If a United States person is treated as owning at least 10% of our equity shares, the holder may be required to include amounts in its U.S. taxable income even if we do not make distributions to our shareholders. If a United States person is treated as owning (directly, indirectly, or constructively) at least 10% of the value or voting power of our equity shares, that person may be required to include certain amounts in its U.S. taxable income even if we make no distributions to our shareholders. A United States person that is treated  as  owning  (directly,  indirectly,  or  constructively)  at  least  10%  of  the  value  or  voting  power  of  our  equity  shares  will  be  treated  as  a  “United  States shareholder”  with  respect  to  each  “controlled  foreign  corporation”  in  our  group.  As  a  result  of  tax  legislation  enacted  in  2017,  it  is  not  certain  under  what circumstances our non-U.S. subsidiaries will be treated as controlled foreign corporations. However, because our group includes U.S. subsidiaries, our non-U.S. subsidiaries  could be treated  as controlled  foreign  corporations  with respect  to any United States shareholders  (regardless  of whether or not we are treated  as a controlled foreign corporation). A United States shareholder of a controlled foreign corporation in our group would be required to report annually and include in its U.S. taxable income its pro rata share of “Subpart F income”, “global intangible low-taxed income,” and investments in United States property, if any, related to that controlled foreign corporation, regardless of whether we make any distributions. An individual that is a United States shareholder with respect to a controlled foreign corporation generally would not be allowed certain tax deductions or foreign tax credits that would be allowed to a United States shareholder that is a U.S. corporation.  Failure  to  comply  with  these  reporting  obligations  may  subject  a  United  States  shareholder  to  significant  monetary  penalties  and  may  prevent  the statute of limitations with respect to such shareholder’s U.S. federal income tax return for the year for which reporting was due from starting. Because we do not maintain U.S. tax books and records, we do not expect to be able to furnish to any United States shareholders the information that may be necessary to comply with the shareholder’s reporting and taxpaying obligations under these rules. A U.S. investor should consult its advisors regarding the potential application of these rules to an investment in our equity shares, including the possibility that the investor may be treated as a “United States shareholder” as a result of direct, indirect or constructive ownership of our equity shares. 35         ITEM 4. INFORMATIO N ON THE COMPANY A. History and Development of the Company Our legal  and  commercial  name  is Azure  Power Global  Limited.  We  are  a  public  company  limited  by shares  incorporated  in  Mauritius  on January  30, 2015. Our registered office is located at c/o AAA Global Services Ltd., 1st Floor, The Exchange 18 Cybercity, Ebene, Mauritius. Our principal executive offices are  located  at:  3rd  Floor,  Asset  301-304  and  307,  WorldMark  3,  Aerocity,  New  Delhi—110037,  India,  and  our  telephone  number  at  this  location  is  (91-11) 49409800.  Our  principal  website  address  is  www.azurepower.com.  The  SEC  also  maintains  an  internet  site  at  www.sec.gov  that  contains  reports,  proxy  and information statements, and other information regarding registrants that make electronic filings with the SEC. Our agent for service of process in the United States is CT Corporation System, located at 28 Liberty Street, New York, NY 10005. Founded by Inderpreet Wadhwa in 2008, we developed India’s first utility scale solar project in 2009. As of March 31, 2019, we operated 41 utility scale projects  and  several  commercial  rooftop  projects  with  a  combined  rated  capacity  of  1,441  MW  which  represents  a  compound  annual  growth  rate,  or  CAGR, of 89%, since March 2012. As of such date we were also constructing 13 projects with a combined rated capacity of 386 MW and had an additional 1,529 MW committed,  bringing  our total  portfolio  capacity  to 3,356 MW. Additionally,  in April 2019, we commissioned  150 MW of the Rajasthan 5 solar  power project, bringing  our  combined  rated  capacity  to  1,591  MW.  Megawatts  committed  represents  the  aggregate  megawatt  rated  capacity  of  solar  power  plants  pursuant  to customer power purchase agreements, or PPAs, signed or allotted but not yet commissioned and operational as of the reporting date. B. Business Overview Our mission is to be the lowest-cost  power producer  in the world. We sell  solar power in India  on long-term  fixed  price  contracts  to our customers,  at prices which in many cases are at or below prevailing alternatives for these customers. We are also developing micro-grid applications for the highly fragmented and underserved electricity market in India. Since 2011, we have achieved an 85% reduction in total solar project cost, including an 86% decrease in balance of systems costs, due in part to our value engineering, design and procurement efforts. Indian  solar  capacity  installed  reached  approximately  28 GW at the end of March 2019 with a target  to achieve  100 GW of installed  solar  capacity  by 2022.  Solar  power  is  a  cleaner,  faster-to-build  and  cost-effective  alternative  energy  solution  to  coal  and  diesel-based  power,  the  economic  and  climate  costs  of which continue to increase every year. Through our use of solar power, we estimate that the Company has avoided the release of approximately 2.2 million tons CO2, which is equivalent to the byproduct of burning approximately 1.6 million tons of coal. We conduct our rooftop solar business under the brand “Azure Roof Power”. We believe that we have one of the largest rooftop portfolios in India and our customers include large commercial real estate companies, a leading global chain of premium hotels, distribution companies in Smart Cities, warehouse owners, train  corporations  and  water  supply  companies.  We  entered  into  an  arrangement  for  US$  135  million,  which  we  believe  is  the  largest  solar  rooftop  debt warehousing financing in India, with a consortium led by International Finance Corporation, a member of the World Bank Group and attracted the participation of leading  institutions,  including  FMO - the Dutch development  bank, Société  de  Promotion  et de Participation  pour la Coopération  Economique  (Proparco)  – the French development finance institution, and Oesterreichische Entwicklungsbank AG (OeEB) – the development bank of Austria. Utility  scale  solar  projects  are  typically  awarded  through  government  auctions.  We  believe  the  strong  demand  for  our  solar  power  is  a  result  of  the following: • Low levelized cost of energy. Our  in-house  EPC  expertise,  purely  solar  focus,  advanced  in-house  O&M  capability  and  efficient  financial  strategy allow us to offer low-cost solar power solutions. • Our integrated profile supports growth. Our integrated profile affords us greater control over project development, construction and operation, which provides us with greater insight and certainty on our construction costs and timeline. 36     • Strong value proposition for our customers. We manage the entire development and operation process, providing customers with long term fixed price PPAs in addition to high levels of availability and service. This helps us win customer confidence and repeat business. • Strong community partnerships. We hire from local communities and generally lease land with few alternative  uses, providing local communities with a stream of discretionary cash flow without displacing alternative business. As a result, we are able to build long term community relationships, which allows us to improve our time of completion, further reducing project development risk. • We take a leading role in policy initiatives. We provide input to the government to help it design an auction process supporting multiple winners at differentiated price points and implement a transparent bidding process open to all participants. We generate revenue from a mix of leading government utilities and commercial entities. Because we have our own EPC and O&M capabilities, we retain the profit margins associated with those services that other project developers may need to pay to third-party providers. Market Opportunity India is the most populous democracy in the world with a population of more than 1.34 billion. India’s GDP has grown at around 6-7% post the economic liberalization  of the economy in 1991, making it one of the fastest-growing economies in the world. Improvements in macro-economic  stability due to ongoing structural reforms, fiscal discipline, efficient delivery of services and financial inclusion have contributed significantly towards this robust growth. An  efficient,  resilient,  and  financially  robust  power  sector  is  essential  for  the  growth  of  the  Indian  economy.  A  series  of  reforms  in  the  1990s  and  the Electricity  Act  2003  have  moved  the  Indian  power  sector  towards  being  a  competitive  market  with  multiple  buyers  and  sellers  supported  by  regulatory  and oversight bodies. India’s annual per capita electricity consumption reached 1.149 MWh in fiscal year 2018 as per the Central Electricity Authority (“CEA”) Report. Although the annual per capita power consumption of India has grown significantly from 0.6 MWh in fiscal year 2010 to 1.149 MWh in 2018, it is among the lowest in the world. The annual per capita electricity consumption of India was 0.9 MWh in fiscal year 2016, whereas countries like China and the United States had  a  per  capita  electricity  consumption  of  4.3  MWh  and  12.8  MWh,  respectively,  in  fiscal  year  2016.  There  are  various  factors  such  as  electrification  rates, purchasing power, market saturation and electrical heating or cooling requirements, which impacts the per capita consumption levels globally. The energy and the peak  demand  met  (availability)  have  grown at  a  CAGR of 6.25%  and  6.13%,  respectively,  in  the  last  10 years  (fiscal  year  2009 to fiscal  year  2019).  Whereas, consumption has grown at a rate of around 7% during the same period. The difference in growth rate of consumption and availability is due to an improvement in transmission and distribution losses. Electricity demand is expected to rise in future due to increased electrification (led by many of the Indian government’s initiatives like “Power for All”, “Make  in  India”,  dedicated  freight  corridor,  rural  electrification  and  electric  vehicles),  increases  in  household  purchasing  power  and  industrial  and  agricultural advancement. Further, there are other policy directives like DSM, Energy Conservation & Efficiency improvement programs such as Ujala and Street light national program, which would lead to increase in electricity demand. The proposed amendments to the Electricity Act, 2003 and the National Tariff Policy, 2016 focuses on  boosting  renewable  energy  in  the  future.  In  addition,  the  Indian  government  has  also  implimented  initiatives  like  UDAY,  which  is  expected  to  improve DISCOM finances thus helping in bankability of capital investments. Climate  change  has  become  a  major  concern  for  the  world  and  India  has  committed  to  the  global  climate  change  initiative  and  has  ratified  the  Paris Agreement on Climate Change in October 2016. As part of the Nationally Determined Contributions (NDC), India has committed to reduce the emissions intensity of its GDP by 33 – 35% by fiscal year 2030 from fiscal year 2005 levels. 37       The  renewable  energy  (“RE”)  sector  has  been  at  the  forefront  of  growth  in  capacity  development  in  India  with  the  country’s  RE  installed  capacity increasing by 6 times in the last 10 years. The share of RE capacity in the overall generation capacity mix has increased from 8% to 21% during this period. As per CEA reports, renewable energy capacity is around 77.6 GW as on March 31, 2019, whereas total potential is over 1,000 GW. Due to its favorable location in the solar belt, India is one of the best recipients of solar energy. About 5,000 trillion kWh per year energy is incident over India's land area with most parts receiving 4-7 kWh per square meter per day. The solar power potential of the country remains largely untapped with only 28 GW of installed power compared  with 749 GW of potential.  MNRE has pegged the highest solar energy potential  in Rajasthan at 142 GW followed by Jammu and Kashmir with 111 GW. The share of solar energy of overall RE installed capacity has increased from 2% in 2009 to around 21% in 2018, growing at a CAGR of 40%. The sector is supported by a well-established institutional framework with specific roles and responsibilities assigned to various stakeholders. For example, MNRE devises key policies in the solar sector. Power from solar projects can be sold to DISCOMs under central or state schemes or to end consumers through open access or captive  route.  Further,  large  scale  adoption  of  solar  capacity  additions  in  India  is  primarily  driven  by  various  fiscal  and  regulatory  incentives  provided  by  the Government of India. Some of these measures are: • National Solar Mission (NSM) . This is a major initiative of the Indian government is to promote ecologically sustainable growth while addressing India’s energy security challenge. NSM was introduced as part of India’s National Action Plan on Climate Change (“NAPCC”) in 2010 with a view to deploy 20 GW of solar capacity by fiscal year 2022. The targets were subsequently revised to 100 GW in June 2015. • Solar Renewable Purchase Obligation (“RPO”) . RPO was one of the important instruments of the Ministry or Power (“MOP”) to achieve the goal of installing 175 GW of renewable energy by fiscal year 2022. MOP in consultation with the MNRE vide Order dated July 22, 2016 had notified the trajectory of RPOs for non-solar as well as solar uniformly for all the States/ Union Territories for the period fiscal year 2017 to fiscal year 2019. Vide its order dated June 14, 2018, MOP has notified the RPO for period fiscal year 2020 to fiscal year 2022. Solar RPO target is set at 10.5% by fiscal year 2022. • Waiver of ISTS charges and losses for solar and wind energy projects . There are no interstate charges and losses for the sale of solar and wind power for projects commissioned by March 31, 2022. The waiver will apply for a period of 25 years from the date of commissioning. The waiver is applicable for only those projects awarded through competitive bidding and projects entering into PPAs with entities for compliance of their RPO. • Solar Parks . The Indian government has established a plan to create 40 GW of solar parks by fiscal year 2022. Under this scheme, the park developer (a joint venture between the state government nodal agency and central government nodal agency/private companies) is responsible for identifying and acquiring land, obtaining clearances, building common infrastructure, making water available, maintaining the transmission network from the park to the nearest grid substation, among other responsibilities. Solar parks are created with the intention of reducing the development risk for solar project developers. The execution of this government initiative has faced challenges in terms of both land acquisition and evacuation of power generated in solar parks. As of March 2019, only 21% of the planned target for fiscal year 2022 has been achieved. As of March 2019, 84% of our portfolio assets are outside of solar parks, thus the delays in commissioning of our projects has not been materially affected by these challenges. The  solar  energy  sector  has  also  benefited  from  declining  tariffs  driven  by even  higher  declines  in  PV module  costs,  improvement  in  efficiency  due  to greater scale of projects, access to long tenure financing and a drop in interest rates to finance solar projects. These factors have been instrumental in increasing solar installations in India to approximately 28 GW as of March 31, 2019, which is a CAGR of 61% between fiscal year 2014 and fiscal year 2019. 38         Our Business Strategy and Approach We sell energy to government utilities and independent industrial and commercial customers at predictable fixed prices. Since our energy generation does not  rely  on  fossil  fuels,  our  electricity  prices  are  insulated  from  the  volatility  of  commodity  pricing.  We  also  provide  delivery  commitments  for  the  electricity production of our solar power plants to our customers. The typical project plan timeline for our projects is approximately one year. The major stages of project life cycle are bidding, land acquisition, financing, material delivery and installation, as well as monitoring and maintenance. Once a bid is won, a letter of intent is issued and all of our departments initiate their activities. After that, the PPA is signed, which reflects the commercial operation date before which a plant should be commissioned. Generally, once the letter of intent is received, we obtain the relevant land permits depending on whether the land is government-owned or private. Once land is obtained, our EPC team works very closely to construct and deliver the plant in the most efficient manner. Once commissioned, our O&M team monitors performance of all the projects near real time. We finance our projects with a mix of equity and debt. We  utilize  our  integrated  project  development,  EPC,  financing  and  O&M  services  without  involving  multiple  third-party  services.  This  approach  has allowed us to generate efficiencies of scale that further drive down system costs. A low cost structure allows us to bid for auctions strategically, which supports our high auction win rate and helps preserve our market leading position in the solar power industry in India, which further reduces costs. As  the  first  developer  and  operator  of  utility  scale  solar  assets  in  India,  we  believe  that  we  are  a  well-established  brand  that  has  grown  alongside  the burgeoning Indian solar market since 2009. We have proven to be a reliable developer that successfully and expediently executes on our development pipeline and wins repeat business. As a result, we believe we have become one of the largest pure solar operators in the space, which affords us greater negotiating power with original equipment manufacturers and project finance lenders. This in turn improves our cost and capital structure, which benefits our bid win rate. Power Yield Improvement. We also utilize our in-house  operational  capabilities  maximize  project  yield  and performance  through  proprietary  system monitoring and adjustments. We expect to innovate further to reduce the cost of energy for our customers and compete with local alternatives in the utility market. We have one patent published and another seven patents filed for technology to improve yield and performance technologies we employ include. • System and method for prepaid power module • Seasonal solar tracking system • Remote tracking for photovoltaic power generation through National Operations Control Center (NOCC) 39           • Thin film photovoltaic module mounting structure with single axial movement • Sprinkler technology for cleaning of solar modules • A water distribution system for solar power generation which reutilizes water used for cooling photovoltaic cells • Developing systems for scheduling and forecasting platform • Plant performance analytics to identify areas for current and future loss minimization Project Cost Reduction. Our in-house EPC capabilities enhance our ability to be flexible with our choice of technology, which allows us to choose high quality equipment while optimizing the combination of total solar system cost and yield. We have demonstrated an 85% decrease in total solar project cost since fiscal 2011 in part through continual innovation in our EPC and O&M capabilities. In the past fiscal year, we have evaluated and implemented superior technology and taken several engineering optimization initiatives that led to BOS cost reduction and yield improvements. We lower the levelized project cost of energy through our three-pronged approach as follows: • Value engineering . Our in-house EPC allows us to enhance our system design expertise with each successive project, be flexible with our choice of technology while ensuring sourcing from top-tier suppliers that optimizes both the system cost and power yield of the total solar block. We are able to negotiate pricing as we have significant economies of scale, built a well-recognized brand, and strong supplier relationships. As a result of our value engineering, we have seen a significant reduction in balance of system costs. • Operational performance monitoring . We operate a National Operating Control Center (“NOCC”) that allows us to monitor project performance in real-time and allows us to respond rapidly to potential generation anomalies. Feedback from our operating projects also serves to further enhance our project designs, resulting in enhancements for current and new plants. • Financial strategy . We are able to partly offset project equity requirements through economic benefits generated by our EPC and O&M businesses. Coupled  with our  asset  financing  strategy,  we are  able  to optimize  the  overall  cost of  capital  leading  to enhanced  economics  for  our customers  and shareholders. Effective Bidding. Our bidding expertise has led us to consistent wins with average tariffs 18% higher than the lowest bid in the market for our pipeline projects of ~2 GW. We are an experienced market participant with a track record of winning bids with prudent project selection targeting long term offtake with a high proportion of projects with highly rated and /sovereign counterparties. Majority of the projects won by us, in 2018, have been at tariffs higher than the lowest bid in the market. Capital Cost Reduction. Our long-standing global relationships and strategic partnership has enabled us to diversify our capital sources. We have raised capital from various sources including export credits institutions, development finance institutions, domestic and international lenders, and public equity. We also issued India’s first ever Solar Green Bond that allowed us to access international bond markets at attractive financing rates. In addition, we are pursuing project equity and mezzanine as a way to lower our cost of capital, enhance returns and to optimize the efficiency of our capital. Our Competitive Strengths We believe we differentiate ourselves from the competition in a number of key ways. • Local expertise through countrywide presence. We  have  1,441  MW  operational.  Our  operational  portfolio  includes  100  MW  of  rooftop  projects spread across over 600 cities and over 4,000 roofs under various stages. At present, our operational portfolio is primarily located in the highest radiation zones, spread across 24 states, which we believe is the largest for any renewable company in India, and are well diversified with no state making up more than 19% of the operational portfolio. With a highly experienced and dedicated team present across the nation, we have expertise in working on solar power projects across India. We believe we have set 40                   new  industry  benchmarks  on  several  projects  by  achieving  Inter  State  Transmission  Systems  (“ISTS”)  connectivity  approvals  for  over  1.3GW significantly ahead of schedule due to our proactive acquisition of land, making us more competitive than other bidders in the market for future Non- Solar Park (“NSP”) and ISTS tenders. We  also  believe  in  empowering  the  community  we  work  with.  We  hire  from  local  communities  and  generally  lease  land  with  few  alternative  uses, providing local communities with a stream of discretionary cash flow without displacing alternative businesses. As a result, we are able to build long- term community relationships, which allow us to improve our time of completion, further reducing project development risk. Altogether, these efforts and experiences have enabled us to have a better understanding of the market and built good relationships with our stakeholders. • Portfolio with customers that have strong credit ratings. We  have  a  strong  track  record  in  project  development  across  utility  scale,  commercial rooftop and micro-grids projects. We have rapidly grown our project portfolio with high credit rating offtakers, which has enabled us to be competitive in the market with higher returns. We have a strong off-taker mix with 68% of the operational portfolio rated investment grade, 46% of the operational portfolio with sovereign-backed offtakers and tariffs higher than the lowest bid in market. We have significantly expanded our presence in commercial business with strong credit off-take under Azure Roof Power solutions, having experienced a compounded annual growth rate of 82% since 2014. • Superior technical and execution capabilities. We have developed proprietary systems that significantly reduce the time it takes to design, finance, commission,  operate  and  maintain  projects.  Our  lean  and  efficient  execution  expertise  facilitates  completion  of  our  plants  ahead  of  contracted completion  dates,  enables  us to easily  scale  our operations  without significant  increases  to headcount,  and allows us to  construct  several  projects  in parallel without compromising on efficiency. Because of our operational capabilities, we have been able to increase our operational capacity from 55 MW as of March 31, 2014 to 1,441 MW as of March 31, 2019. • Sustainable Market Leadership. We have several market-leading advantages in the solar power industry in India. We have a first mover advantage from the construction of India’s first private utility scale solar photovoltaic power plant in 2009 as well as the implementation of the first megawatt scale rooftop project under a smart city initiative in 2013. Scalable model and consistent execution allow growth in line with the market. • Strong Track Record of Execution Completion .  Integrated in-house teams for development, engineering, finance and operations have also played a vital role in making us more competitive compared to any other player in the industry. We have commissioned more than 300 kms of transmission, with interconnects at various voltage levels and our projects operate on over 7,000 acres of land. We believe we have set new industry benchmarks on ISTS projects by achieving over 1.3 GW approvals ahead of schedule. With growing experience in non-solar park tenders, we are making significant progress towards expertise in our transmission works. These strengthen us and provide us with an edge over our competitors • Strong Governance and Disclosure. We  have  strong  corporate  governance  in  line  with  NYSE  and  SGX-ST  standards,  which  includes  decision- making through various committees and an experienced board of directors. We are governed by key policies including our anti-bribery and corruption policy, whistle blower policy, code of business conduct and ethics and corporate social responsibility. • Strong management. Our senior leadership team and board of directors include widely recognized experts in solar energy, energy, finance and public policy, with track records of building successful businesses. Our board of directors also includes Arno Harris, Barney Rush, Cyril Cabanes, Sanjeev Aggarwal and R.P. Singh, who are well-respected global authorities in energy, finance and public policy. 41             • Leverage Track Record and Management Relationships to Shape Policy. Our strong policy advocacy practice aims to support a sustainable and open market that offers opportunities to all stakeholders including solar power developers, investors and customers. As an active and leading policy advocate, we have been instrumental in helping the Indian government to design an auction process supporting multiple winners at differentiated price points and to implement a transparent bidding process open to participants regardless of their jurisdiction of incorporation, ownership of land or choice of technology. We have shared our recommendations with governments at the local, state and central levels for substantial changes to solar policy that are essential to the advancement of the solar industry. We plan to leverage our track record, together with our management’s long-running relationships with policy-makers, to influence policy at all governmental levels. • Strong Community Partnerships. We hire from local communities and generally lease land with few alternative uses, providing local communities with a stream of discretionary cash flow without displacing alternative businesses. As a result, we are able to build long-term community relationships, which allow us to improve our time of completion, further reducing project development risk. Project Development We participate in central- and state-level  renewable energy auctions to build our utility scale portfolio. Our track record and size ensure we are able to participate in all auctions. Our in-house EPC and O&M capabilities and our pan-India presence provide us with greater visibility into competitive metrics, which allows us to bid strategically to maintain a high win rate while preserving good project economics. The major stages of project sourcing, development and operation: • Bidding. We  have  a  well-organized  process  to  effectively  track  all  the  policies  and  bid  updates  in  the  market.  Once  a  tender  is  tracked,  relevant information sourced from the request for proposal document is discussed with the finance and technical teams and approved by the relevant committees before a strategic decision is made to participate in the bid. We also have an in-house project development information database which help us predict and bid the most effective tariff in the market. Once the bid is won, a letter of intent is issued. Afterwards, the PPA is signed, which will reflect the commercial operation date before which a plant should be commissioned. • Land acquisition. Generally, once the letter of intent is received, we obtain the relevant land permits depending on whether the land is government- owned or private. When the land is privately owned, we identify the appropriate parcels of land and due diligence is conducted by a local legal counsel. We  also  undertake  certain  compliance  measures,  including  technical  diligence,  soil  testing,  local  advertisement,  stakeholder  consultation  and  land registration  after  which  acquisition  is  complete.  When  the  land  is  government-owned,  we  identify  the  suitable  parcels  of  land  from  the  responsible agency and obtain approval from the relevant authority. • Financing. To enable rapid operation of our projects, we use short term credit facilities that are refinanced with long term project finance facilities. We invest equity from internal accruals and new financings to help growth and lower financing costs. 42             • Material delivery and installation. Our procurement and construction teams work very closely to construct and deliver the plant in the most efficient manner.  A  detailed  project  plan  is  made  and  the  progress  tracker  on  the  delivery  and  construction  is  reviewed  continually.  Accordingly,  we  have consistently commissioned our projects before the commercial operation date. • Monitoring and maintenance. Our  operations  team  monitors  performance  of  all  the  projects  near  real  time  through  the  NOCC,  which  allow  us  to respond rapidly to potential generation anomalies. They also perform scheduled preventive maintenance tasks on daily, weekly, monthly, and annual intervals  to  ensure  our  plants  run  smoothly  and  at  high  efficiency  levels.  Currently,  we  are  able  to  monitor  the  performance  of  our  solar  power generation plants spread over 90 cities remotely. Suppliers and Service Providers We  purchase  major  components  such  as  solar  panels  and  inverters  directly  from  multiple  manufacturers  with  industry  standard  warranty  and  guarantee terms. As of April 30, 2019, we had made over US$1 billion in purchases from our suppliers. There are several suppliers in the market and we select our suppliers based on expected cost, reliability, warranty coverage, ease of installation and other ancillary costs. As of the date of this annual report, our primary solar panel suppliers  were  First  Solar  FE  Holdings  PTE  Ltd.,  Waaree  Energies  Pvt.  Ltd.,  Hanwha  Q  CELLS  Co.  Ltd,  Risen  Energy  Co  Ltd.  ,  GCL  System  Intergration Technology Co Ltd. and Canadian Solar Inc., and our primary inverter suppliers were SMA Solar Technology AG, Schneider Electric India Pvt. Ltd., Sungrow Power Supply Company, Solis Inverters, ABB India Limited, and Bonfiglioli Renewable Power Conversion India Pvt Ltd. We also engage the engineering services of Lahmeyer Group, Black & Veatch and Fichtner Consulting Engineers. We typically enter into master contractual arrangements with our major suppliers that define  the  general  terms  and  conditions  of  our  purchases,  including  warranties,  product  specifications,  indemnities,  delivery  and  other  customary  terms.  We normally  purchase  solar  panels  and  the  balance  of  system  components  on  an  as-needed  basis  from  our  suppliers  at  then-prevailing  prices  pursuant  to  purchase orders  issued  under  our  master  contractual  arrangements.  We  generally  do  not  have  any  supplier  arrangements  that  contain  long-term  pricing  or  volume commitments, although at times in the past we have made limited purchase commitments to ensure sufficient supply of components. The prices of components for our  solar  power  plants  have  declined  over  time  as  the  manufacturers  have  lowered  their  cost  of  production,  although  the  pace  of  this  decline  has  been  slowing recently. We source lender technical due diligence and supplier third party certification from Lahmeyer International (India) Private Limited. Seasonality The energy output performance of our plants is dependent in part on the amount of sunlight. As a result, our revenue in the past has been impacted by shorter daylight hours in winters. Typically, our plant load factor (“PLF”) is the lowest in the third quarter and highest in the first quarter of any given fiscal year, which for us ends on March 31. Competition We believe our primary competitors are other solar developers such as ReNew Power Limited, Tata Power Solar Systems Limited, Adani Power Limited and ACME Cleantech Solutions Private Limited. Competition to acquire new projects occurs at the development stage as we bid for long term PPAs in central and state solar power auctions. We compete with other solar developers based on a number of factors, including the sourcing of solar projects, reputation and track record, relationship with government authorities, access to capital and control over quality, access to project land, efficiency and reliability in project development. Based  on these  factors,  we believe  that  we  compete  favorably  with  our  competitors  in  the  regions  we service.  Approximately  67%  of  the  counterparties  of  our operational portfolio are rated investment grade, which we believe is a leading position among utility scale project developers with installed capacity of over 1 GW. 43     We also compete with utilities generating power from conventional fossil fuels. Utilities generating conventional energy face rising costs as the constraints on domestic fuel supply continue and these energy sources do not benefit from various governmental incentives available to renewable energy producers. As we reduce  our  levelized  cost  and  achieve  parity  with  conventional  energy  suppliers,  we  expect  to  compete  favorably  with  these  suppliers  on  the  basis  of  cost  and reliability. However, we cannot guarantee that some of our competitors do not or will not have advantages over us in terms of larger size, internal access to solar panels and greater operational, financial, technical, management, lower cost of capital or other resources. Research and Development Our intellectual property is an essential element of our business, and our success depends, at least in part, on our ability to protect our core technology and intellectual  property.  To  accomplish  this,  we  rely  on  a  combination  of  patent,  trade  secret,  trademark  and  other  intellectual  property  laws,  confidentiality agreements and license agreements to establish and protect our intellectual property rights. As of March, 31, 2019, we had one patent that had been published and seven  patents  filed.  The  patent  applications  include,  real  time  and  pre-paid  solar  power  module,  manual  solar  tracking  system,  thin  film  photovoltaic  mounting assembly, the  NOCC, generating  electricity  by reutilizing  water  used for cooling  photovoltaic  cells,  a system for cleaning  and cooling  an array of solar panels, system for power generation and scheduling and AEINA-Android App to monitor and capture the data of all the rooftop projects. Insurance We  maintain  adequate  insurance  coverage  to  mitigate  various  business  risks.  Our  insurance  policies  include,  but  are  not  limited  to,  erection  all  risk insurance, industrial all risk insurance, burglary insurance, fire and special perils insurance and directors and officers liability insurance. 44 REGULATION Set forth below is a brief overview of the principal laws and regulations currently governing the businesses of our Indian subsidiaries. The laws and regulations set out below are not exhaustive, and are only intended to provide general information to the investors and are neither designed nor intended to be a substitute for professional legal advice. The Electricity Act, 2003 The Electricity Act, 2003 (the “Electricity Act”) (as amended from time to time) regulates and governs the generation, transmission, distribution, trading and use of electricity in India. Under the Electricity Act, the transmission, distribution and trade of electricity are regulated activities that require licenses from the relevant  electricity  regulatory  commission,  namely  CERC,  or  the  relevant  state  electricity  regulatory  commission,  or  the  joint  commission  (constituted  by  an agreement entered into by two or more state governments or the Indian government, as the case may be). In terms of the Electricity Act, any generating company may establish, operate and maintain generating stations without obtaining a license if it complies with  prescribed  technical  standards  relating  to  grid  connectivity.  The generating  company  is required  to establish,  operate  and maintain  generating  stations,  tie- lines, sub-stations and dedicated transmission lines. Further, the generating company may supply electricity to any licensee or directly to consumers, subject to availing open access to the transmission and distribution systems and payment of transmission charges, including wheeling charges and open access charges, as may be determined by the relevant electricity regulatory  commission.  In  terms  of  the  Electricity  Act,  open  access  means  non-discriminatory  use  of  transmission  lines  or  distribution  systems  or  associated facilities with such lines or system, by any licensee or consumer or a person engaged in generation in accordance with the regulations specified by the relevant electricity regulatory commission. The  relevant  electricity  regulatory  commission  is  empowered  to,  among  other  things,  determine  or  adopt  the  tariff  for  supply  of  electricity  by  the generating company to a distribution licensee (such as the distribution utility companies), for transmission of electricity, wheeling of electricity and retail sale of electricity. However, the relevant electricity regulatory commission may, in case of shortage of supply of electricity, fix the minimum and maximum tariffs for sale or  purchase  of  electricity  under  agreements  between  a  generating  company  and  a  licensee  or  between  licensees,  for  a  period  not  exceeding  one  year,  to  ensure reasonable  prices  of  electricity.  While  determining  the  tariff,  commissions  are  required  to  be  guided  by,  among  others,  the  promotion  of  co‑generation  and generation of electricity from renewable sources of energy. Additionally, the Electricity Rules, 2005 (the “Electricity Rules”) also prescribe a regulatory framework for developing captive generating plants. Pursuant to the Electricity Rules, a power plant shall qualify as a captive power plant only if not less than 26% of the ownership is held by captive users and not less than 51% of the aggregate electricity generated in such plant, determined on an annual basis, is consumed for captive use. Further, in case of association of persons, captive  users  are  required  to  hold  not  less  than  26%  of  the  ownership  of  the  plant  in  aggregate  and  consume  not  less  than  51%  of  the  electricity  generated, determined on an annual basis, in proportion to their share ownership in the power plant within a variation not exceeding 10%. In case of a generating station owned by a company formed as a special purpose vehicle, the electricity required to be consumed by captive users is to be determined with reference to such unit or units identified for captive use and not with reference to the generating station as a whole and equity shares to be held by the  captive  users  must  not  be  less  than  26%  of  the  proportionate  equity  interest  of  the  company  related  to  the  generating  unit  or  units  identified  as  the  captive generating plant. The Electricity (Amendment) Bill, 2018 was introduced to amend certain provisions of the Electricity Act, 2003. Among others, the amendment empowers the Indian government to establish and review a national renewable energy policy. Further, the Indian government may, in consultation with the state governments, announce policies and adopt measures for the promotion of renewable energy generation, including the grant of fiscal and financial incentives and the development of smart grids and other measures for the effective implementation and enforcement of such measures. 45 The National Electricity Policy, 2005 The  Indian  government  approved  the  National  Electricity  Policy  on  February  12,  2005,  in  accordance  with  the  provisions  of  the  Electricity  Act.  The National Electricity Policy, 2005 provides the policy framework to the central and state electricity regulatory commissions in developing the Indian power sector, supplying electricity and protecting interests of consumers and other stakeholders, while keeping in view the availability of energy resources, technology available to exploit  such resources,  economics  of generation  using different  resources  and  energy  security  issues. The National  Electricity  Policy  emphasizes  the need to promote generation of electricity based on non-conventional sources of energy. The  National  Electricity  Policy  provides  that  the  relevant  electricity  regulatory  commission  should  specify  appropriate  tariffs  in  order  to  promote renewable  energy,  until  renewable  energy  power  producers  relying  on  non-conventional  technologies  can  compete  with  conventional  sources  of  energy.  The relevant electricity regulatory commission are required to ensure progressive increase in the share of generation of electricity from renewable energy sources and provide suitable measures for connectivity with the grid and sale of electricity to any person. Further, the relevant electricity regulatory commission are required to specify, for the purchase of electricity from renewable energy sources, a percentage of the total consumption of electricity in the area of a distribution licensee. Further, the National Electricity Policy provides that such purchase of electricity by distribution companies should be through a competitive bidding process. The National Electricity Policy permits the relevant electricity regulatory commission to determine appropriate differential prices for the purchase of electricity from renewable energy power producers, in order to promote renewable sources of energy. The National Tariff Policy, 2016 The Indian government notified the revised National Tariff Policy effective from January 28, 2016. Among other things, the National Tariff Policy seeks to ensure availability of electricity to consumers at reasonable and competitive rates and financial viability of the Indian power sector and to attract investments and promote generation of electricity from renewable sources. The National Tariff Policy mandates that the relevant electricity regulatory commissions must reserve a minimum percentage for purchase of solar energy equivalent to 8% of total consumption of energy by March 2022. In order to further encourage renewable sources of energy, the National Tariff Policy mandates that no inter-state transmission charges and losses shall be levied until such period as may be notified on transmission of the electricity generated from solar power plants through the inter-state transmission system for sale. In addition, the Ministry of Power of the Indian government, as an incentive to solar power developers and end consumers, waived inter-state transmission charges and losses for a period of 25 years from the date of commissioning a solar power project so long as the project is commissioned before December 2019 and so long as the power is sold to a distribution company. Central Electricity Regulatory Commission (Terms and Conditions for Tariff Determination from Renewable Energy Sources) Regulations, 2017 The  Central  Electricity  Regulatory  Commission  has  announced  the  Central  Electricity  Regulatory  Commission  (Terms  and  Conditions  for  Tariff Determination from Renewable Energy Sources) Regulations, 2017, or Tariff Regulations, which prescribe the criteria that may be taken into consideration by the relevant electricity regulatory commissions while determining the tariff for the sale of electricity generated from renewable energy sources which include, among others, return on equity, interest on loan and working capital, operations and maintenance expenses capital and depreciation. Accordingly, such tariff cannot be determined independently by renewable energy power producers such as our company. Pursuant to the National Tariff Policy, the CERC is required to determine the rate of return on equity which may be adopted by the relevant electricity regulatory commissions to determine the generic tariff, keeping in view the overall risk and prevalent cost of capital, which factors are also to be taken into consideration by relevant electricity regulatory commissions while determining the tariff rate. The Tariff Regulations prescribe that the normative return on equity will be 14% per annum to be grossed up by the prevailing minimum alternate tax as on April 1 of the previous year for the entire useful life of the project. 46 The Tariff Regulations also provide the mechanism for sharing of carbon credits from approved clean development mechanism projects between renewable energy power producers and the concerned beneficiaries. Under the Tariff Regulations, the project developer is entitled to retain 100% of the gross proceeds on account  of  clean  development  mechanism  project  benefit  in  the  first  year  after  the  date  of  commercial  operation  of  the  generating  station.  Subsequently,  in  the second  year,  the  share  of  the  beneficiaries  will  be  then  progressively  increased  by  10%  every  year  until  it  reaches  50%  after  which  the  clean  development mechanism project proceeds are to be shared equally between the generating company and the beneficiaries. Jawaharlal Nehru National Solar Mission The NSM was approved by the Indian government on November 19, 2009 and launched on January 11, 2010. The NSM has set a target of 100 GW of solar power in India by 2022 and seeks to implement and achieve the target in three phases (Phase I from 2012 to 2013, Phase II from 2013 to 2017 and Phase III from 2017 to 2022). The target will principally comprise of 40 GW rooftop solar power projects and 60 GW large and medium scale grid connected solar power projects. The NSM aims at creating conditions for rapid scale up of capacity and technological innovation to drive down costs towards grid parity. In addition, the Indian government on March 22, 2017 and July 2, 2018 sanctioned the implementation of a scheme to enhance the capacity of solar parks from 20,000 MW to 40,000 MW for setting up at least 50 solar parks each with a capacity of 500 MW and above by 2019-2020, which was further extended to 2021-2022. Renewable Purchase Obligations The Electricity Act promotes the development of renewable sources of energy by requiring the relevant electricity regulatory commission to ensure grid connectivity and the sale of electricity generated from renewable sources. In addition, it requires the relevant electricity regulatory commission to specify, for the purchase of electricity from renewable sources, a percentage of the total consumption of electricity within the area of a distribution licensee, which are known as RPOs. Pursuant to this mandate, most of the relevant electricity regulatory commission have specified solar and non-solar RPOs in their respective states. In terms of  the  RPO  regulations,  RPOs  are  required  to  be  met  by  obligated  entities  (that  is,  distribution  licensees,  captive  power  plants  and  open  access  consumers)  by purchasing  renewable  energy,  either  by  entering  into  PPAs  with  renewable  energy  power  producers  or  by  purchasing  renewable  energy  certificates.  The  RPO regulations require the obligated entities to purchase power from renewable energy power producers such as our company. In the event of default by an obligated entity in any fiscal year, the relevant electricity regulatory commission may direct the obligated entity to deposit an amount determined by the relevant electricity regulatory commission into a fund to be utilized for, among others, the purchase of renewable energy certificates. Additionally, pursuant to the Electricity Act, a defaulting obligated entity may also be liable to pay penalty as determined by the relevant electricity regulatory commission. In May 2015, the Supreme Court of India upheld a regulation that made it compulsory for captive power plants and open access consumers to purchase electricity  to  fulfil  their  RPOs.  This  landmark  judgment  is  expected  to  boost  the  demand  for  renewable  energy  by  captive  players  and  also  improve  the marketability of renewable energy certificates in India. Central Electricity Regulatory Commission (Indian Electricity Grid Code) Regulations, 2010 The  Central  Electricity  Regulatory  Commission  in  terms  of  the  abovementioned  regulations  has  laid  down  the  rules,  guidelines  and  standards  to  be followed  for planning,  developing,  maintaining  and  operating  the  power system,  in  the  most  secure,  reliable,  economic  and efficient  manner.  These  regulations have been amended to require solar power generators to forecast and schedule power generation on a day ahead basis. The schedule by solar generators which are regional  entities  may  be  revised  by  giving  advance  notice  to  the  relevant  Regional  Load  Dispatch  Centre.  These  regulations  require  system  operators  and  the relevant State Load Dispatch Centre/ Regional Load Dispatch Centre to make all efforts to evacuate the available solar power and treat each solar power generating station as a must-run station. 47 Ujjwal Discom Assurance Yojana (“UDAY”) UDAY is a scheme formulated by the Ministry of Power of the Indian government, notified by Office Memorandum dated November 20, 2015. It provides for  the  financial  turnaround  and  revival  of  power  distribution  companies  (DISCOMs).  The  scheme  is  applicable  only  to  State-owned  DISCOMs  including combined  generation,  transmission  and  distribution  undertakings.  The  state  government,  DISCOMs  and  the  Indian  government  are  required  to  enter  into agreements which shall stipulate responsibilities of the entities towards achieving the operational and financial milestones under the scheme. The scheme aims to minimize the gap between average cost of supply per unit of power and per unit average revenue realized, reduction in book losses and the power purchase cost per unit. Integrated Power Development Scheme The  Integrated  Power  Development  Scheme  (IPD  Scheme)  was  launched  pursuant  to  the  Office  Memorandum  of  the  Ministry  of  Power  of  the  Indian government,  dated December  3, 2014, by the Prime Minister  of India on June 28, 2015 for urban areas, to ensure 24/7 power for all. The objective  of the IPD Scheme is to (i) strengthen sub‑transmission and distribution network in the urban areas; (ii) meter distribution transformers/feeders/consumers in urban areas; and (iii) enable IT of the distribution sector and to strengthen the distribution network as per CCEA approval dated June 21, 2013 for completion of targets laid down under  the  Restructured  Accelerated  Power  Development  and  Reforms  Programme  (“RAPDRP”)  by  carrying  forward  the  approved  outlay  for  RAPDRP  to  IPD Scheme. It aims to help in the reduction of AT&C losses, the establishment of IT enabled energy accounting/auditing system, improvement in billed energy based on metered consumption and improvement in collection efficiency. Safety and Environmental Laws We  are  governed  by  certain  safety  and  environmental  legislations,  including  the  Hazardous  Wastes  and  Other  (Management  and  Transboundary Movement) Rules, 2016. Under the Water (Prevention and Control of Pollution) Act, 1974 and the Air (Prevention and Control of Pollution) Act, 1981, failure to comply with the orders and restrictions passed by the State Pollution Control Boards may result in imprisonment of a minimum term of one and a half years. Pursuant to notification B‑29012/ESS(CPA)/2016-17,  the  Central  Pollution  Control  Board  has  abolished  the  requirement  to  obtain  consents  to  establish  and  operate  under  the  Water (Prevention and Control of Pollution) Act, 1974 and the Air (Prevention and Control of Pollution) Act, 1981, for solar power projects of all capacities, across India. Each State Pollution Control Board is also required to issue the required notifications. The failure to comply with the Hazardous and Other Waste (Management and Transboundary Movement) Rules, 2016 may attract monetary penalties as levied by the State Pollution Control Board and a liability for any damage to the environment or third parties. Labor Laws We are required to comply with certain labor and industrial laws, which include the Factories Act, 1948, the Industrial Disputes Act, 1947, the Employees State Insurance Act, 1948, the Employees’ Provident Funds and Miscellaneous Provisions Act, 1952, the Minimum Wages Act, 1948, the Payment of Bonus Act, 1965, the Workmen’s Compensation Act, 1923, the Payment of Gratuity Act, 1972, the Contract Labor (Regulation and Abolition) Act, 1970 and the Payment of Wages Act, 1936. State Regulations Various states in India have from time to time, announced administrative policies and regulations in relation to solar power projects and related matters. These state-specific policies and regulations have material effects on our business because PPAs between project developers and state offtakers are entered into in accordance with the relevant state policies and regulations. Accordingly, these PPAs are standard form contracts and the project developers have no flexibility in negotiating the terms of the PPAs. The majority of our solar power plant generation occurs in Rajasthan, Punjab, Andhra Pradesh and Karnataka. 48 For instance, for the projects of the Restricted Subsidiaries in the states of Punjab, Karnataka, Maharashtra, Delhi, Odisha, Andhra Pradesh, Gujarat and Uttar Pradesh, these projects are subject to certain state policies as discussed below. In respect of rooftop projects of the Restricted Subsidiaries in the states of Maharashtra, Delhi and Odisha, we are required to comply with prudent utility practices and other specifications as provided in the power purchase agreements. Punjab The Punjab Energy Development Agency is the agency responsible for promotion and development of renewable energy development projects and energy conservation schemes in the state of Punjab. The government of Punjab has formulated the New and Renewable Sources of Energy Policy- 2012, (Punjab Solar Policy, 2012) and aims to harness 1,000 MW of solar power generation capacity by 2022. All solar power projects developed under the Punjab Solar Policy, 2012 are treated as an industry in terms of industrial policy of Punjab and all the industrial incentives available to new industrial units will be applicable to solar power plants subject to the approval of Department of Industries and Commerce, government of Punjab. The Punjab State Power Corporation Limited reserves the right of first refusal on the power generated from renewable energy certificate based solar power projects and in case of refusal, the developer is permitted to sell the power under open access. The predecessor of the Punjab Solar Policy, 2012 is the Punjab Solar Policy of 2006, which was operative up to 2012 and provided similar incentives to solar  power  developers,  including  in  relation  to  land  rent  concessions,  tax  exemptions,  exemptions  from  electricity  duty,  and  single  window  mechanisms  for government approvals. Karnataka The  Karnataka  Renewable  Energy  Development  Limited  is  the  agency  responsible  for  promoting  and  developing  renewable  energy  in  the  state  of Karnataka. The government of Karnataka has formulated the Karnataka Solar Policy 2014-2021 as amended by Government of Karnataka Notification No. EN 49 VSC 2016 dated January 12, 2017 (“Karnataka Solar Policy”), which will remain in effect until 2021 unless superseded by another policy. The Karnataka Solar Policy aims to harness a minimum of 6,000 MW by 2021 in multiple phases. Generation of solar power under the Karnataka Solar Policy is attractive to project developers  because  the  policy  provides  incentives  such  as  tax  concessions  under  the  Karnataka  Industrial  Policy  and  central  excise  duty  and  customs  duty exemptions. Andhra Pradesh The  New  and  Renewable  Energy  Development  Corporation  of  Andhra  Pradesh  Limited  (“NREDCAP”)  is  the  agency  responsible  for  promoting  and developing renewable energy in the state of Andhra Pradesh. The government of Andhra Pradesh has formulated the Andhra Pradesh Solar Power Policy, 2018 (“Andhra  Pradesh  Solar  Policy”)  which  has  come  into  effect  on  January  3,  2019,  in  place  of  the  Andhra  Pradesh  Solar  Power  Policy,  2015  and  will  remain applicable for a period of five years and/ or until such time a new policy is issued. Solar power projects that are commissioned during such operative period shall be eligible for the incentives declared under this policy, for a period of ten years from the date of commissioning, unless otherwise provided. The  Andhra  Pradesh  Solar  Policy  aims  to  promote  setting  up  of  solar  power  projects  for  sale  of  power  to  Andhra  Pradesh  distribution  companies  and targeting  procurement of 2,500 MW of solar power within the next five years. Generation  of electricity  from solar power projects  will be treated  as an eligible industry under the schemes administered by the Industries Department, government of Andhra Pradesh and incentives available to industrial units under applicable schemes will be available to the solar power producers. According to the Andhra Pradesh Solar Policy, solar power projects of capacity up to 1000 kwp at a single location will be permitted. 49 Gujarat The Gujarat Energy Development Agency (“GEDA”) is the agency responsible for promoting and developing renewable energy in the state of Gujarat. The government of Gujarat has formulated the Gujarat Solar Power Policy 2015, which will remain in effect until March 31, 2020. The Gujarat Solar Power Policy 2015 incentivises solar power generation through exemptions from payment of electricity duty and retention of complete clean development mechanism benefits by a developer of projects awarded through competitive bidding. The Gujarat government has also launched the Gujarat Industrial Policy 2015, which aims to further promote the renewable energy sector. The predecessor of the Gujarat Solar Power Policy 2015, the Gujarat Solar Power Policy 2009, which was operative up to March 31, 2014 with benefits extending  for  up  to  25  years  from  the  date  of  commissioning  of  an  eligible  project  during  the  operative  period,  also  offered  similar  incentives  to  solar  power producers, with assistance being provided by the GEDA, including in relation to identification and procurement of suitable land and obtaining approvals within the State government’s purview. Uttar Pradesh Electricity generation from solar power projects is regulated by the Uttar Pradesh New and Renewable Energy Development Agency (“UPNREDA”) under the Uttar Pradesh Solar Power Policy, 2017 (“UP Solar Policy”), which was issued by the government of Uttar Pradesh with effect from November 6, 2017 with the aim of providing solar power investment opportunities and to help achieve the state’s eight percent solar renewable purchase obligation target by 2022. The UP Solar  Policy  will  remain  in  operation  for  a  period  of  five  years  or  until  the  government  of  Uttar  Pradesh  notifies  the  new  policy  whichever  is  earlier.  The government of Uttar Pradesh has set a target of 10,700 MW for solar power including 4,300 MW from rooftop solar projects, by 2022. The incentives under the UP Solar  Policy  includes,  among  others,  bearing  part  of  the  construction  cost  for  transmission  lines  in  certain  regions,  exemption  from  cross-subsidy  surcharges, wheeling charges and transmission charges and exemption of electricity duty on sale of electricity to distribution licensee, captive consumption and third-party sale for 10 years. Maharashtra The Maharashtra Energy Development Agency (“MEDA”) is the nodal agency in renewable energy and state designated agency in energy conservation sector.  The  government  of  Maharashtra  has  formulated  the  Comprehensive  Policy  for  Grid-connected  Power  Projects  based  on  New  and  Renewable  (Non- conventional) Energy Sources – 2015 to meet the target set by the Indian government for installation of solar power projects of 100GW capacity in the country by 2022.  The  policy  aims  to  develop  a  total  of  7,500MW  capacity  of  solar  projects  of  which  2,500MW  will  be  developed  by  MAHAGENECO  in  public  private partnership  mode  to  fulfil  the  renewable  energy  generation  obligation,  while  the  remaining  will  be  developed  by  other  developers.  The  policy  grants  certain benefits such as allocation of land on concessional rates to eligible projects. 50 C. Organizational Structure The following diagram illustrates our corporate structure as of the date of this annual report. Notes: 1. Azure Power Global Limited has an option to purchase 2.7% and 0.1% of equity shares held by Mr. Inderpreet Singh Wadhwa and Mr. Harkanwal Singh Wadhwa, (Founders) in Azure Power India Private Limited. The following table sets out our significant subsidiaries on the basis of operating capacity during the fiscal year ended March 31, 2019: Name Azure Power India Private Limited (Multiple projects) Azure Power Pluto Private Limited (Punjab 4.1,    4.2 and 4.3) Azure Power Thirty Three Private Limited (Gujarat 2) Country of Incorporation Percentage of Ownership India    India    India    97.2% 99.9% 99.9% D. Property, Plants and Equipment Our principal executive offices are located at 3rd Floor, Asset 301-304 and 307, WorldMark 3, Aerocity, New Delhi — 110037, India, which occupies approximately 45,990 square feet of space. Our power projects are located primarily on land leased from the state governments and third parties and freehold land purchased by us from private individuals and entities. Further, we source the land required for construction of plants under the land lease arrangement or procure at the required locations of the plant. Our land lease arrangements range typically from 25 to 35 years, but our PPAs are generally for a term of 25 years. We believe that our facilities are in good condition and generally suitable and adequate for our needs in the foreseeable future. However, we will continue to seek additional space as needed to satisfy our growth. 51               ITEM 4A. UNRESOLV ED STAFF COMMENTS None ITEM 5. OPERATING AND FINANCIAL REVIEW AND PROSPECTS The following discussion of our business, financial condition and results of operations should be read in conjunction with “Item 3. Key Information — A. Selected Consolidated Financial Data” and our consolidated financial statements and the related notes included elsewhere in this annual report. This discussion contains forward-looking statements and involves numerous risks and uncertainties, including, but not limited to, those described in “Item 3. Key Information — D. Risk Factors” and elsewhere in this annual report. Actual results could differ materially from those contained in any forward-looking statements. Overview Our mission is to be the lowest-cost power producer in the world. We sell solar power in India on long term fixed price contracts to our customers, at prices which  in  many  cases  are  at  or  below  prevailing  alternatives  for  our  customers.  We  are  also  developing  micro-grid  applications  for  the  highly  fragmented  and underserved electricity market in India. We  generate  revenue  from  a  mix  of  leading  government  entities  such  as  NTPC  Limited,  NTPC  Vidyut  Vyapar  Nigam  Limited,  a  subsidiary  of  NTPC Limited, Delhi Metro Rail Corporation, Indian Railways and the Solar Energy Corporation of India Limited as well as commercial entities such as Torrent Power Limited, DLF Limited, and Oberoi Hotels. We typically enter into 25 year power purchase agreements, or PPAs with these customers who pay a fixed rate for electricity generated by our solar power plants. Our financial strategy is to build our solar assets with the most efficient cost of capital available to us. Because we have our own engineering, procurement and construction, or EPC, as well as O&M capabilities, we retain the profit margins associated with those services that other project developers normally pay to third party providers. Through value engineering, operational performance monitoring and efficient financial strategy, we are able to deliver cost-effective energy to our customers. We recognize revenue from solar energy sold to our customers on a per kilowatt hour basis based on the energy actually supplied by our solar power plant. Most Indian state and central government electricity regulators establish the rate that utilities pay to buy power in their respective jurisdictions, which we call the benchmark tariff. As a result, the price a customer pays to buy solar energy from us varies depending on the jurisdiction in which the customer is located. The price at which we sell solar energy also depends on our bidding strategy, as most auctions award bids starting from the lowest bidder until the total capacity is awarded. For  our  commercial  PPAs,  we  sell  solar  energy  at  mutually  negotiated  rates  that  are  lower  than  the  commercial  electricity  rates  charged  by  the  utilities  in  the markets we serve, which is consistent with our strategy to price our energy lower than the commercial rates. As a result, the price that a commercial customer pays to buy solar energy from us depends on the state in which such customer is located and the prevailing local commercial tariff. We recognize revenue on a monthly basis from the solar energy kilowatt hours sold to our customers post the installation of the system and approval of the energy grid connections. The energy output performance of our plants is dependent in part on the amount of sunlight. As a result, our revenue in the past has been impacted by shorter daylight hours in winters. Typically, our PLF from operational solar power plants is lowest in the third quarter and highest in the first quarter of any given fiscal year which ends on March 31. A significant portion of the cost of our solar power plants consists of solar photovoltaic panels, inverters and other plant equipment. Other less significant costs of our solar power plants include land or leasehold land costs, financing costs and installation costs. Our cost of operations primarily consists of expenses pertaining  to  operations  and  maintenance  of  our  solar  power  plants.  These  expenses  include  payroll  and  related  costs  for  plant  maintenance  staff,  plant maintenance, insurance and, if applicable, lease costs. Under U.S. GAAP, we depreciate the capital cost of solar power plants over the estimated useful life of 25-35 years. 52 We typically fund our projects through a mix of project finance and sponsor equity. Our project financing agreements typically restrict the ability of our project subsidiaries to distribute funds to us unless specific financial thresholds are met on specified dates. Some of our project finance borrowings are denominated in U.S. dollars and therefore foreign currency exchange rate fluctuations can adversely impact our profitability. Some of our borrowings have variable interest rates and changes in such rates may lead to an adverse effect on our overall cost of capital. From  time  to  time,  we  have  raised  funds  through  issuance  of  compulsorily  convertible  debentures  and  Series  A  through  I  compulsorily  convertible preferred  shares.  We  classified  our  previously  outstanding  compulsorily  convertible  debentures  and  Series  E  and  Series  G  compulsorily  convertible  preferred shares as a liability on our consolidated balance sheet. Series A to D, Series F, Series H and Series I compulsorily convertible preferred shares were classified as temporary equity on the consolidated balance sheet until March 31, 2017. Concurrent to the closing of our initial public offering in October 2016, the compulsorily convertible debentures and compulsorily convertible preferred shares were converted into equity shares. 53 Power Purchase Agreement The material terms of the PPAs we have entered into and bids we have won as of March 31, 2019 are summarized in the following table. Project Names Commercial Operation Date(1) PPA Capacity (MW) DC Capacity (MW) Tariff (INR / kWh) (6) Offtaker Duration of PPA in Years Gujarat 1.1 Gujarat 1.2 Punjab 1 Rajasthan 1 Rajasthan 2.1 Rajasthan 2.2 Punjab 2.1 Punjab 2.2 Punjab 2.3 Karnataka 1 Uttar Pradesh 1 Rajasthan 3.1 Rajasthan 3.2 Rajasthan 3.3 Chhattisgarh 1.1 Chhattisgarh 1.2 Chhattisgarh 1.3 Rajasthan 4 Delhi 1.1 Karnataka 2 Andhra Pradesh 1 (4) Punjab 3.1 Punjab 3.2 Bihar 1 Punjab 4.1 Punjab 4.2 Punjab 4.3 Karnataka 3.1 Karnataka 3.2 Karnataka 3.3 Maharashtra 1.1 Maharashtra 1.2 Andhra Pradesh 2 (5) Uttar Pradesh 2 Q2 2011   Q4 2011   Q4 2009   Q4 2011   Q1 2013   Q1 2013   Q3 2014   Q4 2014   Q4 2014   Q1 2015   Q1 2015   Q2 2015   Q2 2015   Q2 2015   Q2 2015   Q2 2015   Q3 2015   Q4 2015   Q4 2015   Q1 2016   Q1 2016   Q1 2016   Q1 2016   Q3 2016   Q4 2016   Q4 2016   Q4 2016   Q1 2017   Q1 2017   Q1 2017   Q1 2017   Q1 2017   Q2 2017   Q2 2017   5   5   2   5   20   15   15   15   4   10   10   20   40   40   10   10   10   5   2   10   50   24   4   10   50   50   50   50   40   40   2   5   100   50   Utility Operational 5   5   2   5   20   16   15   15   4   10   12   22   44   41   10   10   10   5   2   11   50   25   4   10   52   52   52   53   42   42   2   5   118   50   54 15.00 (2)    15.00 (2)    17.91   11.94   8.21   8.21   7.67   7.97   8.28   7.47   8.99   5.45 (3)    5.45 (3)    5.45 (3)    6.44   6.45   6.46   5.45 (3)    5.43 (3)    6.66   6.25 (2)    7.19   7.33   8.39   5.62   5.63   5.64   6.51   6.51   6.51   5.50 (3)    5.31   5.12   4.78       Gujarat Urja Vikas Nigam Limited     Gujarat Urja Vikas Nigam Limited     NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited     NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited     NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited     NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Punjab State Power Corporation Limited Bangalore Electricity Supply Company Limited     Uttar Pradesh Power Corporation Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Chhattisgarh State Power Distribution Company Limited       Chhattisgarh State Power Distribution Company Limited       Chhattisgarh State Power Distribution Company Limited       Solar Energy Corporation of India Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Bangalore Electricity Supply Company Limited Southern Power Distribution Company of Andhra Pradesh Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Punjab State Power Corporation Limited North & South Bihar Power Distribution Company Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Punjab State Power Corporation Limited     Chamundeshwari Electricity Supply Company Limited     Hubli Electricity Supply Company Limited     Gulbarga Electricity Supply Company Limited     Ordinance Factory, Bhandara     Ordinance Factory, Ambajhari Southern Power Distribution Company of Andhra Pradesh Limited     NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited 25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   12   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               Project Names Commercial Operation Date(1) PPA Capacity (MW) DC Capacity (MW) Tariff (INR / kWh) (6) Offtaker Duration of PPA in Years Telangana 1 Uttar Pradesh 3 Andhra Pradesh 3 Gujarat 2 Karnataka 4.1 Karnataka 4.2 Total Operational    Utility Total Operational    Rooftop (8) Total Operational    Capacity Under Construction Rajasthan 5 (5)(7) Maharashtra 3 Total Under    Construction- Utility Total Under    Construction- Rooftop Total Capacity    Under Construction Committed Assam 1 Maharashtra 2 SECI 1 NTPC 1 SECI 2 Total Committed    Capacity – Utility Total Committed    Capacity – Rooftop Total Committed    Capacity Total Portfolio Q1 2018   Q2 2018   Q2 2018   Q4 2018 – Q1 2019   Q1 2019   Q1 2019   2013 – Q4 2018   Q3 2019   Q3 2019   Q4 2018 – Q3 2019   Q2 2020   Q2 2020   Q4 2020   Q1 2021   Q4 2020   Q4 2018 – Q3 2019   100   40   50   260   50   50   1,328   113   1,441   200   130   330   56   386   90   200   600   300   300   1,490   39   1,529   3,356   Utility Operational 128   40   50   313   63   64   1,479   116   1,595   4.67   4.43 (3)    4.43 (3)    2.67   2.93   2.93       NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Solar Energy Corporation of India Limited     Gujarat Urja Vikas Nigam Limited     Bangalore Electricity Supply Company     Hubli Electricity Supply Company Limited 5.7⁽⁴⁾       Various 2.48   2.72       Solar Energy Corporation of India Limited Maharashtra State Electricity Distribution Company Limited 4.98⁽⁴⁾       Various 3.34   3.07   2.53   2.59   2.58       Assam Power Distribution Company Limited     Maharashtra State Power Generation Company Limited       Solar Energy Corporation of India Limited     NTPC Limited     Solar Energy Corporation of India Limited 4.9 ⁽⁴⁾       Various 25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   25   Notes: (1) Refers to the applicable quarter of the calendar year in which commercial operations commenced or are scheduled to commence based on AC capacity. There can be no assurance that our projects under construction and our committed projects will be completed on time or at all. (2) Current tariff, subject to escalation. Please also see “—Tariff structure” (3) (4) (5) (6) (7) (8) Projects are supported by VGF, in addition to the tariff. Please also see “—VGF for projects” Levelized tariff; includes capital incentive. Projects under accelerated depreciation per the Indian Income tax regulation. In the case of projects with more than one PPA, tariff is calculated as the weighted average of the PPAs for such project. 150 MW of the Rajasthan 5 project was commissioned in April 2019. Includes 4 MW of projects that are fully constructed and near commissioning. 55                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           Our  PPAs  typically  require  certain  conditions  are  met  including,  among  others,  that  we  have  obtained  all  necessary  consents  and  permits,  financing arrangements  have  been  made  and  an  agreement  has  been  entered  into  to  provide  for  the  transmission  of  power.  Furthermore,  the  PPAs  contain  customary termination provisions and negative and affirmative covenants, including the provision of performance bank guarantees and minimum guarantees of power to be sold and restrictions on changing the controlling shareholder of the project subsidiaries. Tariff structure The tariff for Gujarat 1.1 and Gujarat 1.2 is INR 15.0 per kilowatt hour for the first 12 years and INR 5.0 per kilowatt hour for remainder of the contract term. The tariff for Andhra Pradesh 1 is INR 5.89 per kilowatt hour for one year, increasing by 3% each year from the second year to the tenth year and thereafter with the same tariff as that in year ten for the remainder of the 25-year term. VGF for projects The VGF for Rajasthan 3.1 project is INR 23.0 million per MW, for Rajasthan 3.2 it is INR 22.0 million per MW, for Rajasthan 3.3 it is INR 13.0 million per MW and Rajasthan 4 it is INR 12.9 million per MW. The VGF for Andhra Pradesh 3 project is INR 7.5 million per MW. The VGF for Maharashtra 1 project is INR 0.9  million  per  MW.  The  VGF for  Uttar  Pradesh  3 is  INR  10.0  million  per  MW.  The  VGF for  Delhi  1 is  INR 4.6  million  per  MW.  The  VGF on various rooftop projects is INR 2,131.5 million. Key Operating and Financial Metrics We  regularly  review  a  number  of  specific  metrics,  including  the  following  key  operating  and  financial  metrics,  to  evaluate  our  business  performance, identify trends affecting our business and make strategic decisions. Key metrics Electricity generation (1) Plant load factor Revenue (2) Revenue Cost per MW Operating (3) MW operating MW committed MW operating and committed Unit of Measurement Fiscal Year 2018 Fiscal Year 2019   kWh in millions   %   INR in millions   US$ in millions   INR in millions   MW   MW   MW 1,235.8    18.2    7,700.6    118.3    46.3    911.0    960.0    1,871.0    1,732.5  18.6  9,926.2  143.5  40.7  1,441.0  1,915.0  3,356.0 (1) (2) (3) Electricity generation represents the actual amount of power generated by our solar power plants over the reporting period and is the product of plant load factor during the reporting period and the average megawatts operating. Revenue consists of revenue from the sale of power. Installation of 1MW DC capacity Factors that most significantly directly or indirectly affect our overall growth and results of operations, or that cause our historical financial information not to be indicative of future operating results or financial condition, include, but are not limited to, the Indian government’s targets for solar capacity addition and the more gradual decline in solar module prices. The Indian government increased its target for solar capacity from 20 GW by 2022 to 100 GW by 2022. While this trend may lead to us winning more megawatts per year than in prior years, it will also require us to raise additional funding sources if we are to grow in line with these trends. As for the cost of our system components, we witnessed a steep decline of solar module prices of approximately 85% from 2011 to 2019. Including other system costs decreasing by approximately 86%. 56                                                       Operating Metrics Megawatts Operating and Megawatts Committed We measure the rated capacity of our plants in megawatts. Rated capacity is the expected maximum output that a solar power plant can produce without exceeding its design limits. We believe that tracking the growth in aggregate megawatt rated capacity is a measure of the growth rate of our business. Megawatts Operating represents the aggregate cumulative megawatt rated capacity of solar power plants that are commissioned and operational as of the reporting date. Megawatts Committed represents  the  aggregate  megawatt  rated  capacity  of  solar  power  plants  pursuant  to  customer  PPAs  signed  or  allotted  but  not commissioned and operational as of the reporting date. The following table represents the megawatts operating and megawatts committed as of the end of the respective periods presented: Megawatts Operating Megawatts Committed Megawatts Operating and Committed As of March 31, 2018 2019 911.0      960.0      1,871.0   1,441.0  1,915.0  3,356.0 We are targeting having 1,800 MW to 1,900 MW operating by March 31, 2020. Our ability to achieve this guidance will depend on, among other things, our ability to acquire  the required  land for the new capacity (on lease or direct purchase),  raising adequate project  financing  and working capital,  our ability  to further strengthen our operations team to execute the increased capacity, and our ability to further strengthen our systems and processes to manage the ensuing growth opportunities, as well as the other risks and challenges discussed in  “Item 3. Key Information—D. Risk Factors.” Plant Load Factor The plant load factor is the ratio of the actual output of all our solar power plants over the reporting period to their potential output if it were possible for them to operate at full rated capacity. The plant load factor is not the same as the availability factor. Our solar power plants have high availability, that is, when the sun is shining our plants are almost always able to produce electricity. The variability in our plant load factor is a result of seasonality, cloud covers, air pollution, the daily rotation of the earth, equipment efficiency losses, breakdown of our transmission system and grid availability. We track plant load factor as a measure of the performance of our power plants. It indicates effective utilization of resources and also validates our value engineering and operation research. Higher plant load factor at a plant indicates increased electricity generation. Monitoring plant load factor on real time allows us to respond rapidly to potential generation anomalies. Plant load factor was 18.6% for the fiscal year 2019 compared with 18.2% for the fiscal year 2018, primarily due to higher insolation during the year. Plant Load Factor (%) 57 Fiscal Year Ended March 31, 2018 2019 18.2      18.6                         Electricity Generation Electricity generation represents the actual amount of power generated by our solar power plants over the reporting period and is the product of reporting period plant load factor and the average megawatts operating. This is a measure of the periodic performance of our solar power plants. Electricity Generation (kilowatt hours in millions) Fiscal Year Ended March 31, 2018 2019 1,235.8      1,732.5 Financial Metrics Adjusted EBITDA Adjusted  EBITDA  is  a  non-U.S.  GAAP  financial  measure.  We  present  Adjusted  EBITDA  as  a  supplemental  measure  of  our  performance.  This measurement  is  not  recognized  in  accordance  with  U.S.  GAAP  and  should  not  be  viewed  as  an  alternative  to  U.S.  GAAP  measures  of  performance.  The presentation of Adjusted EBITDA should not be construed as an inference that our future results will be unaffected by unusual or non-recurring items. We define Adjusted EBITDA as net loss (income) plus (a) income tax expense/(benefit), (b) interest expense, net, (c) depreciation and amortization and (d) loss/(income)  on  foreign  currency  exchange.  We  believe  Adjusted  EBITDA  is  useful  to  investors  in  assessing  our  ongoing  financial  performance  and  provides improved comparability between periods through the exclusion of certain items that management believes are not indicative of our operational profitability and that may obscure underlying business results and trends. However, this measure should not be considered in isolation or viewed as a substitute for net income or other measures of performance determined in accordance with U.S. GAAP. Moreover, Adjusted EBITDA as used herein is not necessarily comparable to other similarly titled measures of other companies due to potential inconsistencies in the methods of calculation. Our management believes this measure is useful to compare general operating performance from period to period and to make certain related management decisions. Adjusted EBITDA is also used by securities analysts, lenders and others in their evaluation of different companies because it excludes certain items that can vary widely across different industries or among companies within the same industry. For example, interest expense can be highly dependent on a company’s capital structure, debt levels and credit ratings. Therefore, the impact of interest expense on earnings can vary significantly among companies. In addition, the tax positions of companies can vary because of their differing abilities to take advantage of tax benefits and because of the tax policies of the various jurisdictions in which they operate. As a result, effective tax rates and tax expense can vary considerably among companies. Adjusted EBITDA has limitations as an analytical tool, and you should not consider it in isolation or as a substitute for analysis of our results as reported under U.S. GAAP. Some of these limitations include: • • • • • it does not reflect our cash expenditures or future requirements for capital expenditures or contractual commitments or foreign exchange gain/loss; it does not reflect changes in, or cash requirements for, working capital; it does not reflect significant interest expense or the cash requirements necessary to service interest or principal payments on our outstanding debt; it does not reflect payments made or future requirements for income taxes; and although depreciation and amortization are non-cash charges, the assets being depreciated and amortized will often have to be replaced or paid in the future and Adjusted EBITDA does not reflect cash requirements for such replacements or payments. 58                     Investors are encouraged to evaluate each adjustment and the reasons we consider it appropriate for supplemental analysis. The following table presents a reconciliation of net (loss)/profit to Adjusted EBITDA: Net (loss)/profit Income tax (benefit) /expense Interest expense, net Depreciation and amortization Loss on foreign currency exchange Adjusted EBITDA Project Cost per Megawatt Operating Fiscal Year Ended March 31, 2018 INR 2019 US$ INR (In thousands) (1,022,229)     (252,882)     5,168,218      1,882,451      45,716      5,821,274 138,493      152,812      4,873,042      2,137,133      442,001      7,743,481 2,002  2,210  70,460  30,901  6,391  111,964 Project  cost  per  megawatt  operating  consists  of  solar  photovoltaic  panels,  inverters,  balance  of  plant  equipment,  freehold  land  or  leasehold  land, capitalizable financing costs, and installation costs incurred for installing one megawatt of DC capacity during the reporting period. It is an indicator of our strong engineering, procurement and construction capabilities, market cost of material and our ability to procure such material at competitive prices. A reduction in project cost per megawatt helps reduce the cost of power and thereby improves our ability to win new projects. The project cost per megawatt operating for the fiscal years ended March 31, 2018 and 2019 was INR 46.3 million, INR 40.7 million (US$ 0.59 million), respectively. The project cost per megawatt was lower for the fiscal year ended March 31, 2019 due to lower costs on account of a decline in solar module prices and efficiency gains in balance of system costs. The project cost per megawatt was lower for the year ended March 31, 2019 due to lower costs on account of a decline in solar module prices and efficiency gains in balance of system costs. Nominal Contracted Payments Our  PPAs  create  long-term  recurring  customer  payments.  Nominal  contracted  payments  equal  the  sum  of  the  estimated  payments  that  the  customer  is likely to make, subject to discounts or rebates, over the remaining term of the PPAs. When calculating nominal contracted payments, we include those PPAs for projects that are operating or committed. To calculate the nominal contracted payments, we multiply the contract price per kilowatt hour as per the respective PPA by the estimated annual energy output for the remaining life of the PPA period. In estimating the nominal contracted payments, we multiply the PPA contract price per kilowatt hour by the estimated annual energy output for all solar projects committed and operating as of the reporting date. The estimated annual energy output of our solar projects is calculated using power generation simulation software and validated by independent engineering firms. The main assumption used in the calculation  is  the  project  location,  which  enables  the  software  to  derive  the  estimated  annual  energy  output  from  certain  meteorological  data,  including  the temperature and solar radiation based on the project location. Our power generation simulation software calculates the estimated annual energy output by using the following formula: E = A * r * H * PR E = Energy (kWh) A = Total solar panel Area (m²) r = Solar panel efficiency (%) H = Annual global radiation at collector plane PR = Performance ratio, coefficient for losses (range between 0.50 and 0.95) 59                         Performance ratio is a quantity which represents the ratio of the effectively produced (used) energy to the energy which would be produced by a “perfect” system continuously operating at standard test condition under the same radiation, taking into account losses such as array losses (shadings, incident angle modifier, photovoltaic conversion, module quality, mismatch and wiring) and system losses (inverter efficiency, transformer efficiency and transmission losses). The calculation of the estimated annual energy output also takes into account the total rated capacity of all the solar panels to be installed for the remaining life of the PPA, net of the annual estimated decrease in rated capacity based on technology installed. The decrease in rated capacity includes various losses caused by soiling, temperature changes, inverter and transformer inefficiency, incidence angle, wire, shading and mismatch losses. The technology used for each project is assessed based on geographical conditions of the project, cost economics and the availability of such technology for construction. We assume an annual decrease in rated capacity ranging from 0.5% to 0.7% depending on the technology used, which is based on the specifications given by the manufacturer of the solar panels. To  calculate  nominal  contracted  payments  for  committed  projects,  we  assume  a  50%  probability  of  achieving  the  generation  numbers  projected  by  the power generation software, which is net of the annual estimated decrease in rated capacity based on the technology installed. For operating projects, instead of the formula described above, we use the actual full year energy generated net of the annual estimated decrease in rated capacity based on the technology installed. We have used this method of calculation since the inception of all projects, including scheduled price changes where applicable. If we were to receive government grants under any PPA, such grants would be included as nominal contracted payments in the period when received. We account  for  VGF  as  an  income-type  government  grant.  The  proceeds  received  from  VGF  grants  upon  fulfilment  of  certain  conditions  are  initially  recorded  as deferred revenue. This deferred VGF revenue is recognized as sale of power in proportion to (x) the actual sale of solar energy kilowatts during the period to (y) the total estimated sale of solar energy kilowatts during the tenure of the applicable PPA (as described in Note 2(r) to our consolidated financial statements) pursuant to our revenue recognition policy. Nominal contracted payments is a forward-looking number and we use judgment in developing the assumptions used to calculate it. Those assumptions may  not  prove  to  be  accurate  over  time.  Underperformance  of  the  solar  power  plants,  payment  defaults  by  our  customers  or  other  factors  described  under  the heading “Item 3. Key Information—D. Risk Factors” could cause our actual results to differ materially from our calculation of nominal contracted payments. The following table sets forth, with respect to our PPAs, the aggregate nominal contracted payments and total estimated energy output as of the reporting dates. These nominal contracted payments have not been discounted to arrive at the present value. Nominal contracted payments (in thousands)     358,816,034      584,196,197      2018 INR As of March 31, 2019 INR US$ 8,447,024  Total estimated energy output (kilowatt hours in millions) As of March 31, 2019 2018 82,884    170,718  Nominal contracted payments increased from March 31, 2018 to March 31, 2019 as a result of entering into additional PPAs. Over time, we have seen a trend  towards  a  decline  in  the  Central  Electricity  Regulatory  Commission  benchmark  tariff  for  solar  power  procurement.  For  fiscal  year  2011,  the  Central Electricity Regulatory Commission benchmark tariff for solar power procurement was INR 17.91 per kilowatt hour. It was reduced to INR 10.39 per kilowatt hour for fiscal year 2013, which was further  reduced to INR 7.72 per kilowatt  hour for fiscal year 2015 and to INR 3.53 per kilowatt  hour for fiscal  year 2019. The overall trend of solar power tariffs is that the tariffs are declining in line with solar module prices. 60                                  Portfolio Run-Rate Portfolio run-rate equals our annualized payments from customers extrapolated based on the operating and committed capacity as of the reporting date. In estimating the portfolio run-rate, we multiply the PPA contract price per kilowatt hour by the estimated annual energy output for all operating and committed solar projects as of the reporting date. The estimated annual energy output of our solar projects is calculated using power generation simulation software and validated by independent  engineering  firms.  The  main  assumption  used  in  the  calculation  is  the  project  location,  which  enables  the  software  to  derive  the  estimated  annual energy  output  from  certain  metrological  data,  including  the  temperature,  wind  speed  and  solar  radiation  based  on  the  project  location.  Our  power  generation simulation software calculates the estimated annual energy output by using the formula described above. The calculation of the estimated annual energy output also takes into account the total rated capacity of all the solar panels to be installed for the remaining life of the PPA, net of the annual estimated decrease in rated capacity based on technology installed. The decrease in rated capacity includes various losses caused by soiling, temperature changes, inverter and transformer inefficiency, incidence angle, wire, shading and mismatch losses. To  calculate  portfolio  run-rate  for  committed  projects,  we  assume  a  50%  probability  of  achieving  the  generation  numbers  projected  by  the  power generation software, which is net of the annual estimated decrease in rated capacity based on the technology installed. For operating projects, instead of the formula described above, we use the actual full year energy generated net of the annual estimated decrease in rated capacity based on the technology installed. We have used this method of calculation since the inception of all projects, including scheduled price changes where applicable. Portfolio run-rate is a forward-looking number, and we use judgment in developing the assumptions used to calculate it. Those assumptions may not prove to be accurate over time. Underperformance of the solar power plants or other factors described under the heading “Item 3. Key Information—D. Risk Factors” could cause our actual results to differ materially from our calculation of portfolio run-rate. The following table sets forth, with respect to our PPAs, the aggregate portfolio run-rate and estimated annual energy output as of the reporting dates. The portfolio run-rate has not been discounted to arrive at the present value. Portfolio Revenue run-rate (in thousands) Estimated annual energy output (kilowatt hours in millions) 2018 INR As of March 31, 2019 INR US$ 15,764,719      25,939,910      375,071  As of March 31, 2019 2018 3,557    7,468  Portfolio run-rate increased from March 31, 2018 to March 31, 2019 as a result of the increase in operational and committed capacity during the period. Components of Results of Operations Operating Revenue Operating revenue consists of solar energy sold to customers under long term PPAs, which generally have a term of 25 years. We have one customer for each solar power plant. Our customers are power distribution companies and, to a lesser extent, commercial and industrial enterprises. 61                                      We  recognize  revenue  on PPAs when the solar  power plant  generates  power and it  is supplied  to  the customer  in  accordance  with the  respective  PPA. Revenue is recognized each period based on the volume of solar energy supplied to the customer at the price stated in the PPA, once the solar energy kilowatts are supplied and collectability is reasonably assured. The solar energy kilowatts we supplied are validated by the customer prior to billing and recognition of revenue. Where PPAs include scheduled price changes, revenue is recognized by applying the average rate to the energy output estimated over the term of the PPA. We estimate the total kilowatt hour units expected to be generated annually during the tenure of PPA using budgeted plant load factors, rated capacity of the project and annual estimated decrease in rated capability of solar panels. The contractual rates are applied to this annual estimate to determine the total estimated revenue over the term of the PPA. We then use the total estimated revenue and the total estimated kilowatt hours to compute the average rate used to record revenue on the actual energy output supplied. We compare the actual energy supplied to the estimate of the energy expected to be generated over the remaining term of the PPA on a periodic basis, but at least annually. Based on this evaluation, we reassess the energy output estimated over the remaining term of the PPA and adjust the revenue recognized  and  deferred  to  date.  Through  March  31,  2019,  the  adjustments  have  not  been  significant.  The  difference  between  the  actual  billing  and  revenue recognized is recorded as deferred revenue. Cost of Operations (Exclusive of Depreciation and Amortization) Our cost of operations primarily consists of expenses pertaining to operations and maintenance of our solar power plants. These expenses include payroll and related costs for maintenance staff, plant maintenance, insurance, and, if applicable, lease costs. General and Administrative Expenses Our general and administrative expenses include payroll and related costs for corporate, finance and other support staff, including bonus and share based compensation  expense,  professional  fees  and  other  corporate  expenses.  We  anticipate  that  we  will  incur  additional  general  and  administrative  costs,  including headcount and expansion related costs, to support the growth in our business as well as additional costs of being a public reporting company. Depreciation and Amortization Depreciation  and  amortization  expense  is  recognized  using  the  straight-line  method  over  the  estimated  useful  life  of  our  solar  power  plants  and  other assets. Leasehold improvements related to solar power plants are amortized over the shorter of the lease term or the underlying period of the PPA for that particular solar power plant. Leasehold improvements related to office facilities are amortized over the shorter of the lease period or the estimated useful life. Freehold land is not depreciated. Construction in progress is not depreciated until such projects are commissioned. Interest Expense, Net Interest  expense,  net  consists  of interest  incurred  on term  loans for  projects  under our fixed  and variable  rate  financing  arrangements  including  interest expense  on  the  Green  Bonds  (as  defined  below),  cost  of  hedging  the  foreign  currency  risk  on  the  solar  green  bond  transactions,  and  interest  expense  on  non- convertible  debentures.  Interest  cost  also  includes  the  cost  of  swaps  and  option  contracts  entered  to  mitigate  the  foreign  exchange  risk  for  solar  green  bond transactions.  The  Company  has  designated  the  swaps  and  option  contracts  as  a  cash  flow  hedge  and  are  tested  for  effectiveness  on  a  quarterly  basis  or  as determined at the time of designation of hedge. Interest expense also includes bank fees and other borrowing costs, which are typically amortized over the life of the loan using the effective interest rate method. Interest expense is presented net of capitalized financing costs and interest income earned from bank deposits. Interest incurred in connection with a project that has been commissioned is expensed while interest incurred prior to commissioning is capitalized. 62 Gain/Loss on Foreign Currency Exchange We are exposed to movements in currency exchange rates, particularly to changes in exchange rates between U.S. dollars and Indian rupees. While our functional  currency  is  the  U.S.  dollar,  the  functional  currency  of  AZI  is  Indian  rupees  and  a  portion  of  AZI’s  borrowings  from  financial  institutions  are denominated  in  U.S.  dollars.  Foreign  exchange  gain/loss  includes  the  unrealized  and  realized  loss  from  foreign  currency  fluctuations  on  our  non-functional currency denominated borrowings. We also enter into foreign currency option contracts to mitigate and manage the risk of changes in foreign exchange rates on our borrowings denominated in currencies other than our functional currency. These hedges do not qualify as cash flow hedges under Accounting Standards Codification, or “ASC”, Topic 815, “Derivatives and Hedging.” Changes in the fair value of these option contracts are recognized in the consolidated statements of operations and are included in loss on foreign currency exchange. Income Tax Expense Our income tax expense consists of current and deferred income tax as per applicable jurisdictions in Mauritius, India and the United States. Income tax for our current and prior periods is measured at the amount expected to be recovered from or paid to taxation authorities based on our taxable income or loss for that period. Deferred income taxes and changes in related valuation allowance, if any, reflect the net tax effects of temporary differences between the carrying amounts of assets and liabilities for financial reporting purposes and the amounts used for income tax purposes. Internal Control over Financial Reporting As a company with less than US$1.07 billion in revenue for our last fiscal year, we qualify as an emerging growth company pursuant to the Jumpstart Our Business Startups Act of 2012, or the JOBS Act. An emerging growth company may take advantage of specified reduced reporting and other requirements that are otherwise  applicable  generally  to  public  companies.  These  provisions  include  exemption  from  the  auditor  attestation  requirement  under  Section  404  of  the Sarbanes-Oxley Act of 2002 in the assessment of the emerging growth company’s internal control over financial reporting. The JOBS Act also provides that an emerging growth company does not need to comply with any new or revised financial accounting standards until such date that a private company is otherwise required to comply with such new or revised accounting standards. We may adopt new or revised accounting standards on the relevant dates on which adoption of such standard is required. Critical Accounting Policies and Estimates Our consolidated financial statements are prepared in accordance with U.S. GAAP. We have identified certain accounting policies that we believe are the most critical to the presentation of our consolidated financial information over a period of time. These accounting policies may require our management to take decisions  on subjective  and/or  complex  matters  relating  to  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  revenue,  costs,  expenses  and related  disclosures.  These  would further lead us to estimate the effect of matters that may inherently be uncertain. The  judgment  on  such  estimates  and  underlying  assumptions  is  based  on  our  experience,  historical  trends,  understanding  of  the  business,  industry  and various other factors that we believe are reasonable under the circumstances. These form the basis of our judgment on matters that may not be apparent from other available sources of information. In many instances changes in the accounting estimates are likely to occur from period-to-period. Actual results may differ from the  estimates.  The  future  financial  statement  presentation,  financial  condition,  results  of  operations  and  cash flows  may  be  affected  to  the  extent  that  the  actual results differ materially from our estimates. Our  significant  accounting  policies  are  summarized  in  Note  2—Summary  of  Significant  Accounting  Policies  to  our  consolidated  financial  statements included in this annual report. Our various critical accounting policies and estimates are discussed in the following paragraphs. 63 Income Taxes Income tax expense consists of (i) current income tax expense arising from income from operations (ii) deferred income tax expense/(benefit) arising from temporary differences and (iii) income tax expense as a result of certain intercompany transactions. We use the asset and liability method in accounting for income taxes. Under this method, deferred income tax assets and liabilities are determined based on the difference between financial reporting and tax bases of assets and liabilities and are measured using the enacted tax rates and laws that will be in effect when the differences are expected to reverse. The tax rates on reversal of temporary differences might be different from the tax rates used for creation of the respective deferred tax assets/liabilities. As of March 31, 2018, and 2019, we had net deferred tax assets of INR 1,052.4 million and INR 2,406.5 million (US$ 34.8 million), respectively, and net deferred tax liabilities of INR 892.1 million and INR 2,053.8 million (US$ 29.7 million), respectively. We apply a two-step approach to recognize and measure uncertainty in income taxes in accordance with ASC Topic 740. The first step is to evaluate the tax position for recognition by determining if the weight of available evidence indicates that it is more likely than not that the position will be sustained on audit, including resolution of related appeals or litigation processes, if any. The second step is to measure the tax benefit as the largest amount, which is more than 50% likely of being realized upon ultimate settlement. We re-evaluate these uncertain tax positions on an annual basis. This evaluation is based on factors including changes in facts or circumstances, changes in tax law and effectively settled issues under tax-audit. Such a change in recognition or measurement could result in the recognition  of  a  tax  benefit  or  an  additional  charge  to  the  tax  provision  in  the  relevant  period.  As  of  March  31,  2018,  and  2019,  we  did  not  have  any  material uncertain tax positions. We establish valuation allowances against our deferred tax assets when it is more likely than not that all or a portion of a deferred tax asset will not be realized. The valuation allowance as on March 31, 2018 and 2019 were at INR 715.3 million and INR 328.4 million (US$ 4.7 million), respectively. A portion of our Indian operations  qualifies for tax holiday related to their operating income attributable  to undertakings, as defined, in operating solar power plants under section 80-IA of the Indian Income Tax Act, 1961. This holiday is available for a period of ten consecutive years out of fifteen years beginning from  the  year  in  which  the  undertaking  first  generates  power  (referred  to  as  the  Tax  Holiday  period),  however,  the  exemption  is  available  only  to  the  projects completed  on  or  before  March  31,  2017.  We  assess  the  election  of  the  Tax  Holiday  period  on  an  annual  basis  for  each  of  our  undertakings.  We  believe  these undertakings will generate higher taxable profits due to lower interest cost as debt balances are paid down in the later years of operations and therefore we plan to defer  the  Tax  Holiday  election  to  later  years  in  order  to  maximize  the  benefits.  As  of  March  31,  2019,  we  are  claiming  tax  holiday  benefits  for  three  of  our subsidiaries. Deferred tax assets are recognized to the extent probable of realization outside the anticipated Tax Holiday period. For example, if we choose years six through 15 as the tax holiday period, we recognize deferred tax assets only to the extent that they will be realized either in years one through five or from year 16 onwards. As a result, all temporary differences do not result in creation of a deferred tax asset or liability. AZI  and  a  subsidiary  provide  EPC  services  to  other  group  subsidiaries  and  as  a  result  incur  income  taxes  on  profits  from  the  services  provided.  The services  provided  to  the  group  subsidiaries  are  in  the  nature  of  capitalizable  costs  and  are  therefore  capitalized  as  part  of  property,  plant  and  equipment  in  the standalone financial statements of such subsidiaries. However, these capitalized costs are eliminated for the purposes of the consolidated financial statements. The costs capitalized in the standalone financial statements are however eligible for income tax deductions in the tax records of the respective group subsidiaries. The Company started recording Deferred Tax Asset on the intra-entity transfer of assets pursuant to ASU 2016-16, from April 1, 2017. We assess that the probability of realizing  the  benefit  on  an  annual  basis  and  its  recognition  is  limited  to  the  extent  probable  of  realization  outside  of  the  anticipated  Tax  Holiday  period.  Our estimate is that such benefit is limited to approximately 30% to 55% of the tax expense incurred by AZI and the subsidiary. As a result, while all the profits on inter-company  transactions  are  eliminated  during  consolidation,  it  does  not  result  in  a  complete  reversal  of  tax  expense  on  such  inter-company  transactions. Accordingly, while we may not be profitable, we report income tax expense / benefit that may fluctuate from period to period. 64 Contracts designated as cashflow hedge for Solar Green Bonds We have issued U.S. dollar denominated 5.5% Solar Green Bonds in August, 2017 (“Green Bonds”), listed on the Singapore Exchange Limited (“SGX”). The proceeds were used for repayment of project level debt of certain projects in India and for growth capital in certain projects under construction, in the form of intercompany  Non-Convertible Debentures (NCD) and External Commercial Borrowings (ECB’s) denominated in INR. The exchange rate risk on the proceeds invested from the Solar Green Bonds are hedged through cross currency swap for payment of coupons and through call spread option contracts for repayment of principal (collectively “Option contracts”). We have designated these option contracts as a cashflow hedge. These options contracts mitigate the exchange rate risk associated with the forecasted transaction for semi-annual repayment of coupon and for repayment of the principal balance at the end of five years. The  cashflow  from  the  underlying  agreement  match  the  terms  of  a  hedge  such  as—notional  amount,  maturity  of  the  option  contracts,  mitigation  of exchange rate risk, and there are no significant changes in the counter party risk, hence they are designated as a cashflow hedge in accordance with ASC Topic 815 — Derivatives and Hedging. Fair value of the hedge at the time of inception of the contract was nil and the cost of hedge is recorded as an expense over the period of  the  contract  on  a  straight-line  basis.  Changes  in  fair  value  of  the  option  contracts  designated  as  cash  flow  the  same  are  recorded  in  Other  Comprehensive Income/(Loss), net of tax, until the hedge transactions occur. We evaluate hedge effectiveness of cash flow hedges at the time a contract is entered into as well as on a quarterly basis. We test the effectiveness of the hedge relationship on a quarterly basis and the hedge was effective as on March 31, 2019. In August 2017, the FASB issued ASU No. 2017-12, Targeted Improvements to Accounting for Hedging Activities -, to simplify the application of current hedge  accounting  guidance,  which  permits  recording  the  cost  of  hedge  over  the  period  of  the  contract  based  on  the  effective  interest  rate  method.  The  ASU  is effective for interim and annual periods beginning after December 15, 2018, with early adoption permitted. The Company early adopted the ASU, second quarter of fiscal  year  ended  March  31,  2018  and  determined  the  cost  of  hedge  at  the  time  of  inception  of  the  contract  was  INR  4,931,240  (US$  71,302)  and  recorded  an expense of 1,035,444 (US$ 14,835) during the fiscal year ended March 31, 2019. The Company did not reclassify any balance apart from the cost of hedge from Accumulated Other Comprehensive Income/(Loss) to interest expense during the fiscal year ended March 31, 2019. We  used  the  derivatives  option  pricing  model  based  on  the  principles  of  the  Black-Scholes  model  to  determine  the  fair  value  of  the  foreign  exchange derivative contracts. The inputs considered in this model include the theoretical value of a call option, the underlying spot exchange rate as of the balance sheet date, the contracted price of the respective option contract, the term of the option contract, the implied volatility of the underlying foreign exchange rates and the risk-free interest rate as of the balance sheet date. The techniques and models incorporate various inputs including the credit worthiness of counterparties, foreign exchange  spot  and  forward  rates,  interest  rate  yield  curves,  forward  rate  yield  curves  of  the  underlying.  The  Company  classifies  the  fair  value  of  these  foreign exchange derivative contracts in Level 2 because the inputs used in the valuation model are observable in active markets over the term of the respective contracts. Fair value of the hypothetical derivative is computed based on the above inputs from Bloomberg or other reputed banks. Foreign currency swap and option contracts 499,602      —      331,314      5,089 Notional Amount (US$) March 31, 2018 Current Liabilities (Fair value) (INR) Other Liabilities (Fair value) (INR) Other Liabilities (Fair value) (US$) Foreign currency option contracts March 31, 2019 Notional Amount (US$) Current Liabilities (Fair value) (INR) 499,602      —      Other Assets (Fair value) (INR) 2,220,435      Other Assets (Fair value) (US$) 32,106 65                     A. Results of Operations Azure Power Global Limited’s functional currency is the U.S. dollar and reporting currency is the Indian rupee. Solely for the convenience of the reader, we have translated the financial information for the fiscal year ended March 31, 2019. The rate used for this translation is INR 69.16 to US$1.00, which is the noon buying rate in New York City for cable transfer in non-U.S. dollar currencies as certified for customs purposes by the Federal Reserve Bank of New York as of March 29, 2019, which is the last available rate in the period of reported financial statements. No representation is made that the Indian rupee amounts could have been, or could be, converted, realized or settled into U.S. dollars at that rate. Consolidated Statement of Operations data: Operating revenues: Sale of power Operating costs and expenses: Cost of operations (exclusive of depreciation and    amortization shown separately below) General and administrative Depreciation and amortization Total operating costs and expenses: Operating income Other expense: Interest expense, net Loss (gain) on foreign currency exchange, net Total other expenses Profit / (loss) before income tax Income tax benefit / (expense) Net profit / (loss) Less: Net (loss) / profit attributable to    non-controlling interest Net profit / (loss) attributable to APGL Accretion to Mezzanine CCPS Accretion to redeemable non-controlling interest Net profit / (loss) attributable to APGL equity shareholders Net earnings / (loss) per share attributable to APGL equity stockholders# Basic Diluted Shares used in computing basic and diluted per share    amounts: Weighted average shares Basic Diluted Fiscal Year Ended March 31, 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (US$) (in thousands) 4,182,985      7,700,600      9,926,209      143,525  375,787      797,161      1,046,565      2,219,513      1,963,472   691,947      1,187,379      1,882,451      3,761,777      3,938,823   2,371,836      (109,128)     2,262,708      (299,236)   (892,333)     (1,191,569)   (18,924)     (1,172,645)   (235,853)     (44,073)     5,168,218      (45,716)     5,213,934    (1,275,111)   252,882      (1,022,229)   (201,547)     (820,682)   —      (6,397)     868,963      1,313,765      2,137,133      4,319,861      5,606,348   4,873,042      442,001      5,315,043   291,305   (152,812)     138,493     60,094      78,399     —      —      12,565  18,996  30,901  62,462  81,063 70,460  6,391  76,851 4,212 (2,210) 2,002  869  1,133  —  —  (1,452,571)     (827,079)     78,399    1,133 (111.39)     (111.39)     (31.84)     (31.84)     2.37      2.31      0.03  0.03  13,040,618      13,040,618      25,974,111      25,974,111      33,063,832      33,968,127      # The Company attributed profits amounting to INR 109,070 (US$ 1,577), for the year ended March 31, 2019, towards a non-controlling interest which was acquired during the year. Earnings per share for the year ended March 31, 2019, excluding the non-controlling interest is INR 5.67 (US$ 0.08). 66                                                                                                                                                                                                                                                                Fiscal Year Ended March 31, 2018 Compared to Fiscal Year Ended March 31, 2019 Operating Revenue Operating revenues during the fiscal year ended March 31, 2019 increased by INR 2,225.6 million, or 28.9%, to INR 9,926.2 million (US$ 143.5 million) compared to fiscal year ended March 31, 2018. The principal reasons for the increase in revenue during the fiscal year ended March 31, 2019 was the incremental revenue  from  projects  that  commenced  operations  at  various  dates  during  fiscal  year  2018  and  2019.  These  include  Andhra  Pradesh  2,  Uttar  Pradesh  2  and Telangana 1 solar power projects, which commenced operation during fiscal year 2018 and contributed incremental operating revenue of INR 274.1 million, INR 157.2  million,  and  INR  717.7  million,  respectively,  in  fiscal  year  2019.  In  addition,  Uttar  Pradesh  3,  Andhra  Pradesh  3,  Gujarat  2  and  Karnataka  4.1  and  4.2 projects  commenced  their  operations  during  the  year  ended  March  31,  2019  and  contributed  incremental  operating  revenue  of  INR  214.0  million,  INR  314.2 million, INR 284.4 million and INR 34.6 respectively, the balance increase in revenue is from commencement of operations of certain rooftop projects. Please refer to Note 2 (q) of our consolidated financial statements as of and for the year ended March 31, 2019 for details on the adoption of ASC Topic 606, “ Revenue from Contracts with Customers on revenue .” Accordingly, these numbers are not comparable to the extent of ASC 606, adjustments. Cost of Operations (Exclusive of Depreciation and Amortization) Cost  of  operations  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2019  increased  by  INR  177.0  million,  or  25.6%,  to  INR  869.0  million  (US$  12.6  million), compared to the fiscal year ended March 31, 2018, and remained consistent at 9.0% of revenue recognized during the respective periods in both the years. The  increase  was  primarily  due  to  increase  in  plant  maintenance  cost  related  to  newly  operational  projects  and  partial  commissioned  projects  during previous fiscal year 2018, by INR 90.2 million, an increase in leasehold rent of INR 32.0 million primarily resulting from increased leased land in connection with our new projects, and an increase in payroll related expenses of INR 40.5 million. General and Administrative Expenses General and administrative expenses during the fiscal year ended March 31, 2019 increased by INR 126.4 million, or 10.6%, to INR 1,313.8 million (US$ 19.0 million) compared to the fiscal year ended March 31, 2018. This was primarily due to an increase in payroll expenses of INR 105.7 million and lease rent expenses in relation to projects under construction of INR 71.7 million. The increase in general and administrative expenses was lower than the increase in revenue as a result of the economies of scale. Depreciation and Amortization Depreciation and amortization expenses during the fiscal year ended March 31, 2019 increased by INR 254.7 million, or 13.5%, to INR 2,137.1 million (US$ 30.9 million) compared to the fiscal year ended March 31, 2018. The principal reason for the increase in depreciation was the full year effect of projects that commenced operations on various dates during fiscal year 2019. These projects include the Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3, Gujarat 2 and Karnataka 4.1 and 4.2 projects  and  contributed  in  additional  depreciation  of  INR  63.5  million,  INR  67.5  million,  INR  80.0  million  and  INR  8.4  respectively.  Further,  plants  which commissioned commercial operation in fiscal year 2018, contributed additional depreciation expense, which include Uttar Pradesh 2 and Telangana 1 solar power projects and contributed incremental depreciation expense of INR 20.5 million, and INR 128.1 million, respectively, in fiscal year 2019. Please refer Note  2  (i)  of  our  consolidated  financial  statements  as  of  and  for  the  year  ended  March  31,  2019  for  details  on  change  in  useful  life  of  our utilities project. 67 Interest Expense, Net Interest  expense  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2019  increased  by  INR  109.5  million,  or  1.9%,  to  INR  5,953.6  million  (US$  86.1  million) compared to the fiscal year ended March 31, 2018, primarily on account of financing for newer projects that commenced operations during fiscal year ended March 31, 2019. These projects include the Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3 and Karnataka 4 projects. Interest  income  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2019  increased  by  INR  404.6  million  or  59.9%,  to  INR  1,080.6  million  (US$  15.6  million) compared  to the  fiscal  year  ended March  31, 2018 primarily  as  a result  of an increase  in term  deposits  placed  during the fiscal  year  by INR 423.6 million  and partially off-set by a decrease in gain on sale of short term investments by INR 18.8 million. Loss (Gain) on Foreign Currency Exchange The foreign exchange loss during the fiscal year ended March 31, 2019 increased by INR 396.3 million to a loss of INR 442.0 million (US$ 6.4 million) compared to the fiscal year ended March 31, 2018. The Indian rupee depreciated against the U.S. dollar by INR 4.1 to US$ 1.00, or 6.3%, during the period from March 31, 2018 to March 31, 2019. This depreciation during the period from March 31, 2018 to March 31, 2019 resulted in an increase in unrealized foreign exchange loss of INR 214.2 million (US$ 3.1 million)  on foreign  currency  loans,  a  decrease  in  unrealized  loss  of  INR 24.3 million  (US$  0.4 million)  on foreign  currency  option  contracts  used  to  hedge  the foreign currency exposure. We recorded realized gains on foreign currency option contracts and foreign currency loans, which were settled during fiscal year ended March 31, 2019 of INR 47.8 million (US$ 0.7 million) The  realized  loss  on  foreign  currency  exchange  was  INR  193.2  million  (US$  2.8  million)  and  the  unrealized  loss  on  foreign  exchange  was  INR  226.5 million (US$ 3.3 million) during the fiscal year ended March 31, 2019. Refer Note 13 of financial statements. Income Tax Expense Income tax expense increased during the fiscal year ended March 31, 2019 by INR 405.7 million to an income tax expense of INR 152.8 million (US$ 2.2 million), compared to fiscal year ended March 31, 2018, the details of which are summarized below. Current tax expense/(benefit) Withholding Tax on interest on Inter-corporate debt Deferred income tax expense/(benefit) Total * Current tax on profit before tax. 2017 INR 509,083      —      383,250      892,333      Year ended March 31, 2019 INR 128,022    192,360      (167,570)     152,812      2018 INR (117,399)     133,715      (269,198)     (252,882)     (INR) US$ 1,851*  2,781  (2,423) 2,210 For the fiscal year ended March 31, 2019, the statutory income tax rate as per the Income Tax Act, 1961 is 34.61%. The current income tax expense for the fiscal year ended March 31, 2019 was INR 320.4 million, which increased from INR 16.3 million for the fiscal year ended March 31, 2018. The effective income tax rate during the year ended March 31, 2019 was higher in the current period due to inclusion of withholding tax on  inter-corporate debt, which are a cheaper source of financing, (even after including withholding tax). During the fiscal year ended March 31, 2019, we recorded an Indian deferred tax benefit of INR 167.6 million, whereas for the fiscal year ended March 31, 2018, we recorded an Indian deferred tax benefit of INR 269.2 million. This change was primarily attributable to reversal of temporary timing difference between the book and tax basis of our assets and liabilities. 68                       We pay taxes on taxable profits at the individual entity level, in accordance with the tax rates in the relevant jurisdictions. While at the consolidated level, we have never been profitable, AZI and certain Indian and non-Indian subsidiaries at the individual entity level have generated taxable profits. These taxable profits result from services provided by these entities to other subsidiaries and are taxed at the applicable tax rates in the jurisdiction of the entity providing the services. These inter-company  transactions and profits are eliminated  during consolidation, while the related income tax expense is not eliminated. The Company started recording deferred tax asset on the intra-entity transfer of assets pursuant to ASU 2016-16, from April 1, 2017. This decrease was primarily attributable to adoption of a new accounting standard on “Intra-entity transfer of assets”, resulting in recognition of deferred tax asset on the income taxes paid on the intra entity transfer of assets to the extent these are expected to be realized by the subsidiary outside of the tax holiday period. Furthermore, a portion of our Indian operations qualifies for a tax holiday related to their operating income attributable to undertakings, as defined, in operating solar power plants under section 80-IA of the Indian Income Tax Act, 1961. This holiday is available  for a period of ten consecutive  years out of 15 years beginning  from the year  in which the undertaking  first generates power (referred to as the tax holiday period); however, the exemption is available only to the projects completed on or before March 31, 2017. We anticipate that we will claim the aforesaid deduction in the last ten years out of 15 years beginning with the year in which we generate power and when we have taxable income. Accordingly, our current operations are taxable at the normally applicable tax rates. Due to the tax holiday period, a substantial portion of the temporary differences between the book and tax basis of our assets and liabilities do not have any tax consequences as they are expected to reverse within the tax holiday period. Our tax expenses are further described in Note 11—Income Taxes to our consolidated financial statements included in this annual report. Fiscal Year Ended March 31, 2018 Compared to Fiscal Year Ended March 31, 2017 Operating Revenue Operating revenues during the fiscal year ended March 31, 2018 increased by INR 3,517.6 million, or 84%, to INR 7,700.6 million compared to fiscal year ended March 31, 2017. The principal reasons for the increase in revenue during the fiscal year ended March 31, 2018 was the incremental revenue from projects that commenced operations at various dates during fiscal year 2017. These include Karnataka 3.1, 3.2 and 3.3 solar power projects, which commenced operations during  the  fourth  quarter  of  fiscal  year  2017  and  contributed  incremental  operating  revenue  of  INR  510.7  million,  INR  413.0  million,  and  INR  404.6  million, respectively, in fiscal year 2018. Punjab 4.1, 4.2 and 4.3 projects, which commenced operations in the third quarter of fiscal year 2017 and contributed incremental operating  revenue  of  INR  1,040.0  million,  in  fiscal  year  2018.  In  addition,  incremental  revenue  from  projects  that  commenced  operations  in  fiscal  year  2018 include, Andhra Pradesh 2 which contributed an incremental operating revenue of INR 633.0 million, Uttar Pradesh 2 project, which commenced operations in two phases  during  first  and  second  quarters  of  fiscal  year  2018  and  contributed  incremental  operating  revenue  of  INR  166.1  million,  Telangana  1  project,  which commenced its operations in the fourth quarter of fiscal year 2018, contributed an operating revenue of INR 139.2 million and the balance increase in revenue is on account of the commencement of operations of certain rooftop projects. Cost of Operations (Exclusive of Depreciation and Amortization) Cost of operations during the fiscal year ended March 31, 2018 increased by INR 316.2 million, or 84%, to INR 691.9 million, compared to the fiscal year ended March 31, 2017, and remained consistent at 9.0% of revenue recognized during the respective periods in both the years. The increase was primarily due to increase in plant maintenance cost related to newly operational projects by INR 162.7 million, an increase in leasehold rent of INR 44.7 million primarily resulting from increased leased land in connection with our new projects, and an increase in security charges of INR 40.3 million on account of new projects commissioned during the fiscal year ended March 31, 2018. 69 General and Administrative Expenses General  and  administrative  expenses  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018  increased  by  INR  390.2  million,  or  49%,  to  INR  1,187.4  million compared to the fiscal year ended March 31, 2017. This was primarily due to an increase in payroll expenses by INR 120.9 million, professional expenses by INR 97.6  million  including  one-time  expenses  of  INR  23.8  million,  and  we  recorded  an  onetime  charge  of  INR  83.7  million  due  to  a  delay  by  the  government  in bundling of thermal power with solar power production at one of our recently commissioned project and our project contract period was extended by the duration of the delay by the government. Depreciation and Amortization Depreciation  and  amortization  expenses  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018  increased  by  INR  835.9  million,  or  80%,  to  INR  1,882.5  million compared  to  the  fiscal  year  ended  March  31,  2017.  The  principal  reason  for  the  increase  in  depreciation  was  the  full  year  effect  of  projects  that  commenced operations on various dates during fiscal year 2017. These projects include Karnataka 3.1, 3.2 and 3.3 solar power projects, which commenced operation in the fourth quarter of fiscal year 2017 and resulted in additional depreciation of INR 108.2 million, INR 89.9 million and INR 80.6 million, respectively, Punjab 4.1, 4.2 and  4.3  solar  power  projects,  which  commenced  operation  in  the  third  quarter  of  fiscal  year  2017  and  resulted  in  additional  depreciation  of  INR  258.9  million during the fiscal year ended March 31, 2018. In addition, we recorded depreciation and amortization expenses for projects that commenced operations during fiscal year end 2018. The projects include Andhra  Pradesh  2  solar  power  project,  which  commenced  operation  in  the  first  quarter  of  fiscal  year  2018  and  resulted  in  additional  depreciation  of  INR 208.1  million,  Uttar  Pradesh  2  project  commenced  operations  in  two  phases  during  first  and  second  quarters  of  fiscal  year  2018  and  resulted  in  additional depreciation  of  INR  61.6  million  and  Telangana  1  solar  power  project,  which  commenced  operation  in  the  fourth  quarter  of  fiscal  year  2018  and  resulted  in additional depreciation of INR 38.5 million. Interest Expense, Net Net interest  expense during the fiscal  year ended March 31, 2018 increased  by INR 2,796.4 million,  or 118%, to INR 5,168.2 million  compared  to the fiscal year ended March 31, 2017. Interest  expense  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018  increased  by  INR  3,080.2  million,  or  111%,  to  INR  5,844.2  million.  Interest  expense increased primarily as a result of interest expense of INR 1,241.7 million on borrowings for the Karnataka 3.1, 3.2 and 3.3, Punjab 4.1, 4.2 and 4.3, Andhra Pradesh 2,  Uttar  Pradesh  2  and  Telangana  1  projects.  The  interest  expense  also  includes  one-time  non-cash  write  offs  of  unamortised  deferred  financing  cost  of  INR 747.5 million on account of the Solar Green Bonds and in addition, a one-time prepayment fees of INR 676.0 million for debt refinancing related to the Solar Green Bond. Interest income during the fiscal year ended March 31, 2018 increased by INR 283.8 million or 72%, to INR 676.0 million compared to the fiscal year ended March 31, 2017 primarily as a result of an increase in income on term deposits placed during the period of INR 188.6 million and increase in gain on sale of short term investments by INR 95.2 million. Loss (Gain) on Foreign Currency Exchange The foreign exchange loss during the fiscal year ended March 31, 2018 increased by INR 154.8 million to a loss of INR 45.7 million (US$ 0.7 million) compared to the fiscal year ended March 31, 2017. The closing exchange rate of Indian rupees depreciated against the U.S. dollar from INR 64.84 to US$ 1.00 as of March 31, 2017 to INR 65.04 to US$ 1.00 as of March 31, 2018. This fluctuations in the Indian rupee resulted in a realized foreign exchange gains on foreign currency loans of INR 74.1 million but was partly offset by a realized loss on derivative instruments of INR 32.3 million. The unrealized foreign exchange loss on foreign currency denominated debt was INR 12.3 million and the unrealized loss on derivative instruments was INR 45.6 million. 70 Income Tax Expense Income tax expense decreased during the fiscal year ended March 31, 2018 by INR 1,145.2 million to a benefit of INR 252.9 million, compared to fiscal year ended March 31, 2017. For the fiscal year ended March 31, 2018, the statutory income tax rate as per the Income Tax Act, 1961 is 34.61%. The current income tax expense for the fiscal year ended March 31, 2018 was INR 16.3 million, which declined from INR 509.0 million for the fiscal year ended March 31, 2017. The effective income tax rate during the year ended March 31, 2018 was a benefit of 19.8%. The decrease in the effective income tax in the fiscal year ended March 31, 2018 is primarily due to accelerated depreciation per Indian Income Tax Act, in one of the plant commissioned during the current period in AZI. During the fiscal year ended March 31, 2018, we recorded an Indian deferred tax benefit of INR 269.2 million, whereas for the fiscal year ended March 31, 2017, we recorded an Indian deferred tax expense of INR 383.2 million. This change was primarily attributable to the adoption of ASU 2016-16, from April 1, 2017, which impacted certain Intra-entity transfer of assets and resulted in recognition of deferred tax asset on the income taxes paid on the intra entity transfer of assets to the extent these are expected to be realized by the subsidiary outside of any tax holiday period, as described below. We pay taxes on taxable profits at the individual entity level, in accordance with the tax rates in the relevant jurisdictions. While at the consolidated level, we have never been profitable, AZI and certain Indian and non-Indian subsidiaries at the individual entity level have generated taxable profits. These taxable profits result from services provided by these entities to other subsidiaries and are taxed at the applicable tax rates in the jurisdiction of the entity providing the services. These inter-company  transactions and profits are eliminated  during consolidation, while the related income tax expense is not eliminated. The Company started recording deferred tax asset on the intra-entity transfer of assets pursuant to ASU 2016-16, from April 1, 2017. This decrease was primarily attributable to adoption of a new accounting standard on “Intra-entity transfer of assets”, resulting in recognition of deferred tax asset on the income taxes paid on the intra entity transfer of assets to the extent these are expected to be realized by the subsidiary outside of the tax holiday period. Furthermore, a portion of our Indian operations qualifies for a tax holiday related to their operating income attributable to undertakings, as defined, in operating solar power plants under section 80-IA of the Indian Income Tax Act, 1961. This holiday is available  for a period of ten consecutive  years out of 15 years beginning  from the year  in which the undertaking  first generates power (referred to as the tax holiday period); however, the exemption is available only to the projects completed on or before March 31, 2017. We anticipate that we will claim the aforesaid deduction in the last ten years out of 15 years beginning with the year in which we generate power and when we have taxable income. Accordingly, our current operations are taxable at the normally applicable tax rates. Due to the tax holiday period, a substantial portion of the temporary differences between the book and tax basis of our assets and liabilities do not have any tax consequences as they are expected to reverse within the tax holiday period. B. Liquidity and Capital Resources Our holding company does not generate cash from operations in order to fund its expenses. Restrictions on the ability of our subsidiaries to pay us cash dividends as a result of certain regulatory and contractual restrictions may make it impracticable to use such dividends as a means of funding the expenses of Azure Power Global Limited. For a further discussion on our ability to issue and receive dividends, see “Item 8. Financial Information — A. Consolidated Statements and Other Financial Information” Our principal liquidity requirements are to finance current operations, service our debt and support our growth in India. We will continue to use capital in the  future  to  finance  the  construction  of  solar  power  plants.  Historically,  our  operations  largely  relied  on  project-level  long  term  borrowings,  proceeds  from issuance  of  compulsorily  convertible  preferred  shares  and  compulsorily  convertible  debentures,  and  internally  generated  cash  flows  to  meet  capital  expenditure requirements. As a normal part of our business and depending on market conditions, we will from time to time consider opportunities to repay, redeem, repurchase or refinance our indebtedness. Changes in our operating plans, lower than anticipated electricity  sales, increased expenses or other events may cause us to seek additional debt or financing in future periods. There can be no guarantee that financing will be available on acceptable terms or at all. Debt financing, if available, could  impose  additional  cash  payment  obligations,  additional  covenants  and  operating  restrictions.  Future  financings  could  result  in  the  dilution  of  our  existing shareholding. In addition, any of the items discussed in detail under “Risk Factors” elsewhere in this annual report may also significantly impact our liquidity. 71 Liquidity Position As of March 31, 2019, our liquid assets totaled INR 10,545.0 million (US$ 152.5 million), which was comprised of cash and current investments available for sale securities. As of March 31, 2019, we carried cash and short-term investments of INR 9,721.9 million (US$ 140.6 million) held by our foreign subsidiaries, which are not readily available to Azure Power Global Limited. We  also  have  commitments  from  financial  institutions  that  we  can  draw  upon  in  the  future  upon  the  achievement  of  specific  funding  criteria.  As  of March 31, 2019, we have such undrawn commitments amounting to INR 10,158.9 million (US$ 146.9 million) under project-level financing arrangements. During year ended March 2019, the Company issued Non-Convertible Debentures in one of our subsidiaries and borrowed INR 1,477.9 million (US$ 21.4 million), net of issuance expense of INR 22.0 million (US$ 0.3 million). The debentures carry an interest rate of 10.50% per annum. The debentures are repayable on the expiry of a period of 15 months from the date of allotment and interest payments are payable every three months commenced December 2018. The issuance expenses are amortized over the term of the contract using the effective interest rate method. As of March 31, 2019, the unamortized balance of issuance expenses was INR 9.2 million (US$ 0.1 million) and the net carrying value of the non-convertible debentures was INR 1,490.8 million (US$ 21.6 million). During year ended March 2019, the Company issued Non-Convertible Debentures in two of our subsidiaries and borrowed INR 548.0 (US$ 8.0), net of issuance expense of INR 14.0 million (US$ 0.2 million). The debentures carry an interest rate of 10.32% per annum. The debentures are repayable on October 2024 and interest payments are payable every three months commencing from April 2019. The issuance expenses are amortized over the term of the contract using the effective interest rate method. As of March 31, 2019, the unamortized balance of issuance expenses was INR 13.7 million (US$ 0.2 million) and the net carrying value of the non-convertible debentures was INR 548.3 million (US$ 7.9 million). We are subject to business and operational risks that could adversely affect our cash flows. A material decrease in our cash flows would likely produce a corresponding adverse effect on our borrowing capacity. Sources of Liquidity Our ability to meet our debt service obligations and other capital requirements will depend on our future operating performance  which, in turn, will be subject to general economic, financial, business, competitive,  legislative, regulatory and other conditions, many of which are beyond our control. Our financing arrangements as of March 31, 2019 consist of project financing arrangements and other borrowings. 72 Project-level Financing Arrangements Our borrowings include project-specific financing arrangements collateralized by the underlying solar power plants. The table below summarizes certain terms of our project-level financing arrangements as of March 31, 2019:  Name of project Gujrat 2 Andhra Pradesh 1 Bihar 1 Gujarat 1 Karnataka 1 Karnataka 3.1 Karnataka 3.2 Karnataka 3.3 Punjab 1 Punjab 2 Punjab 4 Rajasthan 3.1 Rajasthan 3.2 Rajasthan 3.3 Rajasthan 4 Telangana 1 Uttar Pradesh 1 Punjab Rooftop 2 Rajasthan 1 Chhattisgarh 1.1,1.2 & 1.3 Rajasthan 2 Karnataka 2 Maharashtra 1.1 & 1.2 Uttar Pradesh 3 Andhra Pradesh 3 Punjab 3.1 and 3.2 Uttar Pradesh 2 Andhra Pradesh 2 Karnataka 4 Rajasthan 5 Rooftop Projects (4) Outstanding principal amount INR 4,841,991   2,508,312   438,767   927,560   525,880   1,378,629   1,424,215   6,540,267   174,000   1,699,000   5,810,000   867,000   1,699,530   1,802,565   236,000   4,610,000   508,745   384,000   717,526   1,372,697   3,071,113   466,353   344,455   1,480,250   2,117,432   1,429,466   2,185,000   5,523,720   3,530,000   2,647,191   1,782,999   63,044,664 (2)(3) US$ Type of Interest Currency Maturity Date (1) 70,011   36,268   6,344   13,412   7,604   19,934   20,593   94,567   2,516   24,566   84,008   12,536   24,574   26,064   3,412   66,657   7,356   5,552   10,375   19,848   44,406   6,743   4,981   21,403   30,616   20,669   31,593   79,869   51,041   38,276   25,781   911,577 Floating   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Fixed   Floating   Fixed   Floating   Floating   Floating   Floating   Floating   Floating   Floating   Floating   Mixed   Mixed   US$   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   US$   INR   US$   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR   INR/US$   2019 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2022 2028 2029 2031 2032 2033 2033 2034 2034 2034 2036 2038 2038 2022-2031 (1) (2) (3) (4) This represents the last repayment period. These loans are repayable on a quarterly or semi-annual basis. For repayment by period of the above-mentioned loans, refer to contractual obligation and commercial commitments. This amount is presented in the financials as, net of ancillary cost of borrowing of INR 851.0 million (US$ 12.3 million). Further, non-project level debt of INR 6,738.6 million  (US$ 97.5 million)  and working capital loans for INR 2,840 million  (US$ 41.6 million),  are excluded from the above  table.  The  non-project  level  debt  balance  includes  INR  3,329.0  million  (US$  48.13  million)  of  foreign  exchange  fluctuation  on  project  debt  against  which  the company has taken hedge. Rooftop Projects includes, Delhi Rooftop 4, Gujrat rooftop, Punjab Rooftop 2, Railway 1 and SECI 50. Our outstanding project-level borrowings have been secured by certain movable and immovable properties, including property, plant and equipment, as well as a pledge of the shares of the project-level SPVs. The  financing  agreements  governing  our  project-level  borrowings  contain  financial  and  other  restrictive  covenants  that  limit  our  project  subsidiaries’ ability to make distributions to us unless certain specific conditions are met, including the satisfaction of certain financial ratios. Uses of Liquidity Our  principal  requirements  for  liquidity  and  capital  resources  can  be  categorized  into  investment  for  developing  solar  power  plants  and  debt  service obligations. Generally, once operational, our solar power generation assets do not require significant capital expenditures to maintain their operating performance and the working capital is sufficient to meet the operations. For principal and interest payments on our debt outstanding as of March 31, 2019, refer to Contractual Obligations and Commercial Commitments included elsewhere in this in this annual report. 73                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           Capital Expenditures As of March 31, 2019, we operated 41 utility scale projects and several commercial rooftop projects with a combined rated capacity of 1,441 MW. As of such date, we were also constructing projects with a combined rated capacity of 386 MW and had an additional 1,529 MW of projects committed. Our capital expenditure requirements consist of: (i)   Expansion capital expenditures for new projects; and (ii) Working capital spent for building a pipeline for coming year(s). Expansion  capital  expenditures  also  include  interest  expense  associated  with  borrowings  used  to  fund  expansion  during  the  construction  phase  of  the projects. Our capital expenditure amounted to INR 26,007.1 million (US$ 376.0 million) for the fiscal year ended March 31, 2019, primarily for construction of Gujarat 2, Andhra Pradesh 3, Uttar Pradesh 3, Karnataka 4 and Rajasthan 5. Cash Flow Discussion We use traditional measures of cash flow, including net cash provided by operating activities, net cash used in investing activities and net cash provided by financing activities, as well as cash available for distribution to evaluate our periodic cash flow results. Cash  and  cash  equivalents  include  cash  on hand,  demand  deposits  with  banks,  term  deposits  and  all  other  highly  liquid  investments  purchased  with  an original maturity of three months or less at the date of acquisition and that are readily convertible to cash. It does not include restricted cash which consists of cash balances restricted as to withdrawal or usage and relate to cash used to collateralize bank letters of credit supporting the purchase of equipment for solar power plants, bank guarantees issued in relation to the construction of the solar power plants within the timelines stipulated in PPAs and for certain debt service reserves required under our loan agreements. Fiscal Year Ended March 31, 2019 Compared to Fiscal Year Ended March 31, 2018 The following table reflects the changes in cash flows for the comparative periods: Cash flow data Net cash provided by operating activities Net cash used in investing activities Net cash provided by financing activities Operating Activities For fiscal year ended March 31, 2018 INR 2019 INR US$ (In thousands) Change INR 1,839,125      (18,048,123)     16,816,081      2,115,916      (26,031,226)     26,887,370      30,594      (376,391)     388,771      276,791  (7,983,104) 10,071,289 During the fiscal year ended March 31, 2019, we generated INR 2,116.0 million (US$ 30.6 million) of cash from operating activities. This cash generated from  operating  activities  primarily  resulted  from  a  net  profit  during  the  fiscal  year  ended  March  31,  2019  of  INR  138.5  million  increased  by  non-cash  items including cashflow hedge of INR 1,036.8 million and depreciation and amortization of INR 2,137.1 million, offset by deferred income taxes of INR 507.6 million, realized  gain  on  investments  of  INR  148.3  million,  in  addition  to  changes  in  working  capital  including,  a  INR  532.4  million  increase  in  other  liabilities,  an INR 398.8 million increase in deferred revenue, offset by an INR 1,123.8 million increase in accounts receivable, and an INR 991.0 million increase in prepaid expenses and other current assets primarily resulting from prepaid income taxes and debt financing cost and interest receivable on term deposits and INR 300.8 million decrease in interest payable. 74                                                 During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  generated  INR  1,839.1  million  of  cash  from  operating  activities.  This  cash  generated  from  operating activities primarily resulted from a net loss during the fiscal year ended March 31, 2018 of INR 1,022.2 million reduced by non-cash items including amortization of deferred finance costs of INR 747.5 million, onetime prepayment charges on loans of INR 676.0 million, cashflow hedge of INR 575.2 million and depreciation and amortization of INR 1,882.5 million, offset by deferred income taxes of INR 655.2 million, a net foreign exchange gain of INR 102.5 million, in addition to changes in working capital including, a INR 83.4 million decrease in other liabilities, an INR 179.3 million increase in deferred revenue, an INR 1,031.2 million increase  in  interest  payable,  an  INR  141.4  million  increase  on  account  of  other  assets,  an  INR  124.3  million  increase  in  accounts  payable,  offset  by  an INR  1,168.9  million  increase  in  accounts  receivable,  and  an  INR  641.6  million  increase  in  prepaid  expenses  and  other  current  assets  primarily  resulting  from options premiums paid in connection with our options contracts, prepaid income taxes and debt financing cost and interest receivable on term deposits. Investing Activities During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  utilized  INR  26,031.2  million  (US$  376.4  million)  in  our  investing  activities.  This  cash  outflow  was primarily due to INR 26,007.1 million incurred to purchase property, plant and equipment primarily related to the construction of our following projects Gujarat 2, Andhra Pradesh 3, Uttar Pradesh 3, Karnataka 4 and Rajasthan 5, offset by a net sale of INR 1,497.5 million of available-for-sale non-current investments. Further, we paid INR 1,474.4 million (US$ 21.3 million), to purchase the 48.37% ownership interest in a subsidiary, with a 150 MW Punjab project, which was not held by the Company previously. During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  utilized  INR  18,048.1  million  in  our  investing  activities.  This  cash  outflow  was  primarily  due  to INR 19,629.4 million incurred to purchase property, plant and equipment primarily related to the construction of our Andhra Pradesh 2, Uttar Pradesh 2, Telangana 1, Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3, Delhi Rooftop 4, Odisha Rooftop 1, Indian Railways Rooftop 1, SECI Rooftop 1, Delhi Rooftop 5, and Decathlon projects, offset by a net sale of INR 2,014.7 million of available-for-sale on-current investments. Financing Activities During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2019,  we  generated  INR  26,887.4  million  (US$  388.8  million)  from  financing  activities.  This  cash  inflow  was primarily due to issuance of 14,915,542 shares at US$ 12.50 per share, in a Follow-on Public Offering (FPO) from which we raised INR 13,636.9 million, issuance of Non-Convertible Debentures for INR 1,477.9 million and new loan proceeds of INR 15,558.1 million for our Gujrat 2, Karnataka 4 and Rajasthan 5 offset by repayment of term loan amounting to INR 3,785.6 million, which includes INR 1,305.4 paid towards settling hedging parties in Solar Green Bonds. During the fiscal year ended March 31, 2018, we generated INR 16,816.1 million from financing activities. This cash inflow was primarily due to issuance of Solar Green Bonds for INR 31,260.1 million, issuance of Non-Convertible Debentures for INR 1,864.6 and new loan proceeds of INR 10,683.2 million for our Maharashtra 1.1 and 1.2 Uttar Pradesh 2, Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3 and certain rooftop solar power plants, offset by repayment of term loan using the Solar Green Bond proceeds for INR 26,396.8 million in Punjab 1, Punjab 2, Gujarat 1, Uttar Pradesh 1, Karnataka 1, Rajasthan 3, Rajasthan 4, Bihar 1, Andhra Pradesh 1, Karnataka 3, Punjab 4, and Telangana 1 solar power projects. Fiscal Year Ended March 31, 2018 Compared to Fiscal Year Ended March 31, 2017 The following table reflects the changes in cash flows for the comparative periods: Cash flow data Net cash provided by (used in) operating    activities Net cash used in investing activities Net cash provided by financing activities For fiscal year ended March 31, 2017 INR 2018 INR US$ (In thousands) Change INR (27,190)     (21,944,262)     24,331,507      1,839,125      (15,772,167)     16,816,081      28,246      (242,239)     258,272      1,866,315  6,172,095  (7,515,426) 75                                             Operating Activities During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  generated  INR  1,839.1  million  of  cash  from  operating  activities.  This  cash  generated  from  operating activities primarily resulted from a net loss during the fiscal year ended March 31, 2018 of INR 1,022.2 million reduced by non-cash items including amortization of deferred finance costs of INR 747.5 million, onetime prepayment charges on loans of INR 676.0 million, cashflow hedge of INR 575.2 million and depreciation and amortization of INR 1,882.5 million, offset by deferred income taxes of INR 655.2 million, a net foreign exchange gain of INR 102.5 million, in addition to changes in working capital including, a INR 83.4 million decrease in other liabilities, an INR 179.3 million increase in deferred revenue, an INR 1,031.2 million increase  in  interest  payable,  an  INR  141.4  million  increase  on  account  of  other  assets,  an  INR  124.3  million  increase  in  accounts  payable,  offset  by  an INR  1,168.9  million  increase  in  accounts  receivable,  and  an  INR  641.6  million  increase  in  prepaid  expenses  and  other  current  assets  primarily  resulting  from options premiums paid in connection with our options contracts, prepaid income taxes and debt financing cost and interest receivable on term deposits. During the fiscal year ended March 31, 2017, we utilized INR 27.2 million of cash in operating activities. This cash outflow primarily resulted from a net loss during the fiscal year ended March 31, 2017 of INR 1,191.6 million reduced by non-cash items including deferred income taxes of INR 383.3 million, change in  fair  value  of  compulsorily  convertible  debentures,  Series  E  and  Series  G  compulsorily  convertible  preferred  shares  of  INR  164.2  million,  amortization  of deferred finance costs of INR 114.1 million, and depreciation and amortization of INR 1,046.6 million, offset by realized and unrealized foreign exchange gain, net of INR 109.1 million resulting from appreciation of the rupee, in addition to changes in operating assets and liabilities including an INR 333.9 million increase in other  liabilities,  an  INR  193.3  million  increase  in  deferred  revenue,  an  INR  63.2  million  increase  in  interest  payable,  an  INR  18.9  million  increase  in  accounts payable, offset by an INR 581.9 million increase in accounts receivable, an INR 344.6 million increase in other assets primarily in connection with prepaid taxes, land use rights and interest receivable, and an INR 122.9 million increase in prepaid expenses and other current assets primarily resulting from options premiums paid in connection with our hedging activities, prepaid income taxes and debt financing cost and interest receivable on term deposits. Investing Activities During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  utilized  INR  15,772.2  million  in  our  investing  activities.  This  cash  outflow  was  primarily  due  to INR 19,629.4 million incurred to purchase property, plant and equipment primarily related to the construction of our Andhra Pradesh 2, Uttar Pradesh 2, Telangana 1, Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3, Delhi Rooftop 4, Odisha Rooftop 1, Indian Railways Rooftop 1, SECI Rooftop 1, Delhi Rooftop 5, and Decathlon projects, offset by a net sale of INR 2,014.7 million of available-for-sale non-current investments. During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2017,  we  utilized  INR  21,944.3  million  in  our  investing  activities.  This  cash  outflow  was  primarily  due  to INR 15,421.5 million incurred to purchase property, plant and equipment primarily related to the construction of our Punjab 4.1, 4.2 and 4.3 solar power projects, Karnataka  3.1,  3.2  and  3.3  solar  power  projects,  Bihar  1  solar  power  project  and  Punjab  rooftop  2  solar  power  project  in  addition  to  a  net  purchase  of INR 3,192.7 million of available-for-sale non-current investments and a net addition of INR 3,318.9 million to restricted cash, in the form of term deposit. Financing Activities During  the  fiscal  year  ended  March  31,  2018,  we  generated  INR  16,816.1  million  from  financing  activities.  This  cash  inflow  was  primarily  due  to  the issuance of Solar Green Bonds for INR 31,260.1 million, issuance of Non-Convertible Debentures for INR 1,864.6 and new loan proceeds of INR 10,683.2 million for our Maharashtra 1.1 and 1.2 Uttar Pradesh 2, Uttar Pradesh 3, Andhra Pradesh 3 and certain rooftop solar power plants, offset by repayment of term loan using the Solar Green Bond proceeds for INR 26,396.8 million in Punjab 1, Punjab 2, Gujarat 1, Uttar Pradesh 1, Karnataka 1, Rajasthan 3, Rajasthan 4, Bihar 1, Andhra Pradesh 1, Karnataka 3, Punjab 4, and Telangana 1 solar power projects. During the fiscal year ended March 31, 2017, we generated INR 24,331.5 million from financing activities. This cash inflow was primarily due to new loan proceeds of INR 20,993.7 million in the form of term loans from banks for our Punjab 4, Karnataka 3, Andhra Pradesh 2, Uttar Pradesh 2, Telangana 1, Bihar1 and Punjab rooftop 2 solar power 76   plants,  INR  1,338.0  million  from  the  contribution  by  non-controlling  interest  holders  and  INR  9,315.6  million  proceeds  from  Series  I  compulsorily  convertible preferred shares, initial public offering and concurrent private placement. These inflows were offset in part by INR 6,373.2 million in repayment of loans, and INR 942.8 million incurred for the public issue. C. Research and Development, Patents and Licenses, etc., Our intellectual property is an essential element of our business, and our success depends, at least in part, on our ability to protect our core technology and intellectual  property.  To  accomplish  this,  we  rely  on  a  combination  of  patent,  trade  secret,  trademark  and  other  intellectual  property  laws,  confidentiality agreements and license agreements to establish and protect our intellectual property rights. As of March, 31, 2019, we had one patent that had been published and seven  patents  filed.  The  patent  applications  include,  real  time  and  pre-paid  solar  power  module,  manual  solar  tracking  system,  thin  film  photovoltaic  mounting assembly, the  NOCC, generating  electricity  by reutilizing  water  used for cooling  photovoltaic  cells,  a system for cleaning  and cooling  an array of solar panels, system for power generation and scheduling and AEINA-Android App to monitor and capture the data of all the rooftop projects. D. Trend Information Other than as disclosed elsewhere in this annual report, we are not aware of any trends, uncertainties, demands, commitments or events since March 31, 2019  that  are  reasonably  likely  to  have  a  material  adverse  effect  on  our  net  revenues,  income,  profitability,  liquidity  or  capital  resources,  or  that  caused  the disclosed financial information to be not necessarily indicative of future operating results or financial conditions. E. Off-Balance Sheet Arrangements The terms of our PPAs provide for the annual delivery of a minimum amount of electricity at fixed prices. Under the terms of the PPAs, we have issued irrevocable performance bank guarantees. We have issued irrevocable performance bank guarantees in relation to its obligation towards construction and transmission infrastructure of solar power plants as required by the PPA such outstanding guarantees are INR 5,088,173 (US$ 73,571). Further, INR 958,204 (US$ 13,855) is in relation to commissioned plants which the Company expects to release within a year and INR 4,024 (US$ 58) is bank guarantee towards other commitments and bank guarantees amounting to INR 399,764 (US$ 5,780) as at March 31, 2019 to meet its Debt-Service Reserve Account (DSRA) requirements for its outstanding loans. F. Tabular Disclosure of Contractual Obligations We have  contractual  obligations  and other  commercial  commitments  that  represent  prospective  cash requirements.  The  following  table  summarizes  our outstanding contractual obligations and commercial commitments as of March 31, 2019. Under 1 year 1-3 Years Payment due by Period 3-5 Years (INR in thousands) Over 5 years Total Contractual cash obligations Long-term debt (principal) (1) Long-term debt (interest) (2) Operating lease obligations Purchase obligations (3) Asset retirement obligations Total contractual obligations (INR) Total contractual obligations (US$) 7,277,068      4,716,187      251,287      3,850,746      —      16,095,288   232,725   7,505,415      8,492,712      358,645      —      —      16,356,772   236,506   37,520,109      4,989,006      355,656      —      —      42,864,771   619,791   17,480,746    8,742,148    5,819,426    —    665,146    69,783,338 26,940,053 6,785,014 3,850,746 665,146 32,707,466   108,024,297 1,561,948 472,925   (1) The long-term debt includes project secured term loans, other secured bank loans. The long-term debt (principal) obligations for foreign currency denominated project borrowings have been converted to Indian rupees using the closing exchange rate as of March 29, 2019 as per Reserve Bank of India. 77                                                                  (2) (3) Interest on long-term debt is calculated based on the outstanding balance of the debt at the prevailing interest rate for the corresponding periods. Consists of asset purchase commitment for construction of solar power plants. G. Safe Harbor This information contains forward-looking statements within the meaning of Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934 and the Private Securities Litigation Reform Act of 1995, including statements regarding our future financial and operating guidance, operational and financial results such as estimates of nominal contracted payments remaining and portfolio run rate, and the assumptions related to the calculation of the foregoing metrics. Forward-looking statements are generally identifiable by use of forward-looking terminology such as “may”, “will”, “should”, “potential”, “intend”, “expect”, “seek”, “anticipate”, “estimate”, “believe”, “could”, “plan”, “project”, “predict”, “continue”, “future”, “forecast”, “target”, “guideline” or other similar words or expressions. Our ability to predict results or the actual effect of plans or strategies is inherently uncertain, particularly given the economic environment. Although we believe that the expectations reflected in such forward-looking statements are based on reasonable assumptions, our actual results and performance could differ materially from those set forth in the forward-looking statements and you should not unduly rely on these statements. These forward-looking statements involve risks, uncertainties and other factors that may cause our actual results in future periods to differ materially from those forward-looking statements. The risks and uncertainties that could cause our results to differ materially from those expressed or implied by such forward-looking statements include, but not limited to: • • • • • • • • the availability of additional financing on acceptable terms; changes in the commercial and retail prices of traditional utility generated electricity; changes in tariffs at which long term PPAs are entered into; changes in policies and regulations including net metering and interconnection limits or caps; the availability of rebates, tax credits and other incentives; the availability of solar panels and other raw materials; our limited operating history, particularly as a new public company; our ability to attract and retain our relationships with third parties, including our solar partners; our ability to meet the covenants in our debt facilities; • meteorological conditions; and • such other risks identified  in the registration  statements and reports that we have filed with the U.S. Securities and Exchange Commission, or SEC, from time to time. All forward-looking statements in this press release are based on information available to us as of the date hereof, and we assume no obligation to update these forward-looking statements. Recent Accounting Pronouncements During February 2016, the FASB issued ASU 2016‑02, Leases (Topic 842). There have been further amendments, including practical expedients, with the issuance of ASU 2018-01 in January 2018, ASU 2018-11 in July 2018 and ASU 2018-20 in December 2018. The amended guidance requires recognition of lease assets  and  lease  liabilities  on  the  balance  sheet  for  those  leases  with  terms  in  excess  of  12  months.  The  Company  plans  to  adopt  this  ASU  using  the  modified retrospective method with a cumulative adjustment to its retained earnings. The ASU is applicable for all reporting periods beginning on or after December 15, 2018 (April 1, 2019 for the Company). 78                     At transition, lessees and lessors may elect to apply a package of practical expedients permitting entities not to reassess: (i) whether any expired or existing contracts  are  or  contain  leases;  (ii)  lease  classification  for  any  expired  or  existing  leases  and  (iii)  whether  initial  direct  costs  for  any  expired  or  existing  leases qualify for capitalization under the amended guidance. These practical expedients must be elected as a package and consistently applied. The Company plans to apply  the  package  of  practical  expedients  upon  adoption.  The  Company  has  completed  preliminary  assessment  for  evaluating  the  impact  of  the  guidance  and anticipates that its adoption will result in recognition of right-to-use of assets and lease liabilities for leases in effect at the transition date. In October 2018, the FASB issued ASU No. 2018-16, Derivatives and Hedging (Topic 815), Inclusion of the Secured Overnight Financing Rate ("SOFR") Overnight Index Swap ("OIS") Rate as a Benchmark Interest Rate for Hedge Accounting Purposes , which adds the OIS rate based on the SOFR as a benchmark interest rate for hedge accounting purposes. Adoption of the ASU 2018-16 will not have any material impact on the Company's consolidated financial statements. Other recent accounting pronouncements issued by the FASB (including its Emerging Issues Task Force) and the United States Securities and Exchange Commission did not or are not believed by management to have a material impact on the Company’s present or future financial statements. ITEM 6. DIRECTORS, SENIOR MANAGEMENT AND EMPLOYEES A. Directors and Senior Management The following discussion sets forth information regarding our directors and senior management as of the date of this annual report. Our Board of Directors is authorized to appoint officers as it deems appropriate. Provided below is a brief description of our directors’ and officers’ business experience. Mr. Sanjeev Aggarwal was nominated as a director by Helion Venture Partners, Mr. Barney S. Rush was nominated as a director by IFC GIF Investment Company and Mr Cyril Cabanes was nominated by Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ). Additionally, Dr. Rajendra Prasad Singh joined our Board from October 20, 2017. None of our officers and directors are related, except Mr. Harkanwal S. Wadhwa and Mr. Inderpreet S. Wadhwa. Mr. Harkanwal S. Wadhwa is the father of Mr. Inderpreet S. Wadhwa. 79   Mr. Eric Ng Yim On and Mr. Muhammad Khalid Peyrye are executives of AAA Global Services Ltd., which provides incorporation, corporate secretarial and governance services to us. Name Directors: Inderpreet Singh Wadhwa Harkanwal Singh Wadhwa Sanjeev Aggarwal Barney S. Rush Arno Harris Cyril Sebastien Dominique Cabanes Rajendra Prasad Singh Eric Ng Yim On Muhammad Khalid Peyrye Senior Management: Preet Sandhu Pawan Kumar Agrawal Surendra Kumar Gupta Shalini Naagar Shankar Kumar Gaurang Sethi Samitla Subba Directors Age 46 74 59 67 49 44 70 51 40 50 40 66 46 30 33 33 Position     Chairman of the board of directors and Chief Executive Officer     Director and Chief Operating Officer     Director     Director     Director     Director     Director     Director     Director     Executive Vice President     Chief Financial Officer     Executive Vice President     Chief Human Resource Officer     Vice President     Vice President     Vice President Inderpreet Singh Wadhwa , one of our founders, has been our chief executive officer and a member of our board of directors since January 2015, has been the chief executive officer and director of AZI since November 2008 and was elected as the Chairman of the board of directors in June 2017. He has over 20 years of experience in technology and infrastructure businesses. Prior to founding AZI, Mr. Wadhwa previously served as a vice president of Loyalty Lab and a senior director of Oracle Corporation. Mr. Wadhwa received his Bachelor’s degree in Electronics Engineering in 1994 from Guru Nanak Dev University (Punjab). He also graduated from Haas School of Business at University of California Berkeley in 2002. We believe Mr. Wadhwa is qualified to serve as the Chairman of our board of directors because of his extensive experience in infrastructure projects and prior board service as a director. On May 3, 2019, the Company announced the retirement of Mr. Inderpreet Singh Wadhwa, Chief Executive Officer and Chairman of the board of directors. He will continue as Chairman and CEO until the new CEO begins work at Azure Power or December 31, 2019, whichever is earlier. Mr. Wadhwa will serve as an advisor to the Company until December 31, 2019 even if a new CEO begins work prior to that date. Harkanwal Singh Wadhwa has been a member of our board of directors and chief operating officer (“COO”) since August 2015 and has been a director of AZI since November 2008. He heads the utilities business unit of the organization and focuses on project development and the internal operations of the company. Prior to joining AZI, Mr. Wadhwa served as chief managing director of National Insurance Limited, India’s largest public insurance organization. He has over 40 years of experience in the financial services industry in India. He served on the boards of General Insurance Corporation of India, India International Insurance Private Limited and Loss Prevention Association of India Limited and has extensive experience with the regulatory framework in India. Mr. Wadhwa received his Bachelors of Arts degree from Punjab University in 1963. We believe Mr. Wadhwa is qualified to serve as a member of our board of directors because of his excellent operations and management skills. Sanjeev Aggarwal has been a member of our board of directors since September 2015 and has been a director of AZI since November 2008. Mr. Aggarwal is a co-founder of Helion Venture Partners and has served on the boards of 80                                                                                             Amba Research, MakeMyTrip Limited and UnitedLex Corporation. Prior to Helion Venture Partners, Mr. Aggarwal was the founder and chief executive officer of Daksh.  Earlier,  he  worked  for  15  years  with  leading  technology  companies  serving  the  domestic  Indian  market.  Mr.  Aggarwal  led  the  strategic  initiatives  at Motorola India and has worked with Digital Equipment Corporation in delivering technology solutions. He has also served as the chief executive officer of 3COM India. We believe Mr. Aggarwal is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive business experience in the financial industry, relationships with investment firms and prior board service as a director. Barney S. Rush has been a member of our board of directors since January 2016. He has served on the board of ISO — New England, the electric grid and wholesale  market  operator  for  six  U.S.  states,  since  October  2013.  Since  November  2015,  he  has  also  been  the  Senior  Representative  of  Fieldstone  Africa,  an investment  bank  raising  capital  for  power  projects  in  Africa.  From  July  2010  to  December  2013,  he  served  as  an  Operating  Partner  at  Denham  Capital Management, L.P., and from July 2003 to November 2009, he served as the CEO of H2Gen Innovations, Inc., a venture capital backed start-up which developed and manufactured skid-mounted hydrogen generators. In addition, Mr. Rush was Group CEO of Mirant Europe and Chairman of the Supervisory Board of Bewag, the electric utility serving Berlin, Germany, from August 1999 to May 2002. Mr. Rush holds a Bachelor’s degree in Social Studies from Harvard College and a Master’s degree in Public Affairs from Woodrow Wilson School of Princeton University. We believe Mr. Rush is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive business experience in clean-tech and alternative energy industries. Arno Harris has  been  a  member  of  our  board  of  directors  since  May  2016.  He  currently  serves  as  chairman  emeritus  of  the  Solar  Energy  Industry Association and as a board member of Advanced Energy Economy Institute. He founded Recurrent Energy, LLC, in 2006 and held the position of CEO until March 30, 2015, growing it into one of North America’s largest solar project developers before selling the company to Canadian Solar Inc. Prior to his work at Recurrent Energy,  LLC,  he  was  CEO  of  Prevalent  Power,  Inc.  and  El  Solutions,  Inc.  (now  Suntech  Energy  Solutions)  in  addition  to  founding  RedEnvelope, WineShopper.com, and Novo Media Group. Mr. Harris holds a Bachelor’s degree in English Literature from the University of California, Berkeley. We believe Mr. Harris is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive experience with clean-tech and his widespread background in marketing, sales, and consulting. Cyril Cabanes has been a member of our board of directors since December 2016. He is currently the Vice‑President, Head of Infrastructure Transactions, Asia-Pacific  at  Caisse  de  dépôt  et  placement  du  Québec  (CDPQ).  He  has  over  20  years  of  experience  across  all  facets  of  infrastructure  transactions  including acquisitions, financing and fundraising. This includes his term at Marubeni Corp., where he led the Asian IPP investment team in Singapore. Previously, Cyril was Director and Portfolio Manager at Deutsche Bank, where he was responsible for acquisitions, capital raising and product development for Asia-Pacific. Prior to that, Cyril spent 10 years in investment banking and financial markets with RBS, BNP Paribas and UBS. Cyril holds a Masters from ESCP‑Europe and an MBA from Drexel University We believe Mr. Cabanes is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive experience with the infrastructure sector. Rajendra Prasad Singh was appointed to our board  of  directors  in  October  2017.  Dr.  R.P.  Singh  was  the  former  Chairman  and  Managing  Director  of Power Grid Corporation, an Indian government enterprise and India’s largest electric transmission utility. He is known for his contributions in the Indian Power Sector  particularly  the  establishment  of  the  national  power  transmission  grid  and  modern  load  dispatch  centers.  He  was  responsible  for  restoration  and normalization during various natural calamity emergencies in India. He is the recipient of many national and international awards including from the World Bank, Electric  Power  Research  Institute  (EPRI,  USA),  and  the  SCOPE  Excellence  Award.  Dr.  Singh  is  also  a  member  of  the  board  of  directors  of  other  reputed companies in India. He is a respected author and has published two books. He holds a Post-Graduation degree in Mechanical Engineering from Banaras Hindu University (BHU). In recognition of his contributions, he was conferred with the Degree of Doctor of Science (Honoris Causa) by BHU in 2007. 81 We believe Mr. Singh is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive experience with the Indian power sector. Eric Ng Yim On was appointed  to our board  of directors  in  January  2015 and  is one of  our resident  directors  in Mauritius.  Mr.  Ng has been  the chief executive officer of AAA Global Services Ltd. since 2006. Prior to founding AAA Global Services Ltd., Mr. Ng worked for several years with a leading public company listed on the Stock Exchange of Mauritius and served on the board of the holding company as well as its subsidiary companies. Mr. Ng completed his secondary education at the Royal College Curepipe in Mauritius and holds various professional qualifications and memberships, including being a member of the Institute  of  Chartered  Accountants  of  England  and  Wales,  a  member  of  the  International  Fiscal  Association  (Mauritius  Branch)  and  a  member  of  the  Mauritius Institute of Professional Accountants. We believe Mr. Ng is qualified to serve as a member of our board of directors because of his extensive experience with public companies and because he is a resident of Mauritius, and two of the members of our board of directors are required to be residents of Mauritius under the terms of our Constitution. Muhammad Khalid Peyrye was appointed to our board of directors in January 2015 and is one of our resident directors in Mauritius. Mr. Peyrye heads the Corporate Secretarial and Administration cluster of AAA Global Services Ltd, having joined the organization in 2007. Prior to joining AAA Global Services Ltd., Mr.  Peyrye  worked  for  several  years  with  a  leading  financial  services  company  and  accountancy  firm.  Mr.  Peyrye  received  his  Bachelor’s  degree  in  Law  and Management from the University of Mauritius and is a member of the Institute of Chartered Secretaries and Administrators of the United Kingdom. He has been involved  extensively  on  company  formations,  company  administration,  corporate  secretarial  services,  cross-border  investment  activities  and  corporate organizational transactions such as mergers and acquisitions, in addition to serving as director on the board of several companies in Mauritius. Mr. Peyrye has, in his career, been involved as Money Laundering Reporting Officer and Compliance officer of various companies involved in the financial services sector. We  believe  Mr.  Peyrye  is  qualified  to  serve  as  a  member  of  our  board  of  directors  because  of  his  extensive  experience  with  companies  having  public accountability and because he is a resident of Mauritius, and two of the members of our board of directors are required to be residents of Mauritius under the terms of our Constitution. Executive Officers Preet Sandhu is  an  executive  vice  president  and  heads  the  Infra  business  unit  of  the  Company,  which  covers  engineering,  procurement,  supply  chain management,  R&D,  quality  and  safety,  health  and  environment.  He  has  over  20  years  of  experience  in  civil  construction  and  project  development  in  regulated sectors in India with expertise in transportation, energy and land development. Mr. Sandhu manages engineering and construction for AZI’s projects. Pawan Kumar Agrawal is the chief financial officer and leads the capital, investor relations, finance and accounts functions of the Company. Pawan has experience  in corporate  and structured  finance,  portfolio  monitoring,  financial  analysis,  credit  rating,  business development  and relationship  management  in the infrastructure sector with a special focus on renewable energy. Previously, he was the Chief Investment Officer of the Company and overlooked the capital and investment portfolios for the Company. Prior to joining the Company, Pawan served as Group President II & Dy. Head – Corporate Finance Infrastructure Banking and National Head Renewable Energy at YES Bank Limited, IFSC Banking Unit. Pawan was instrumental in the issuance of India’s first Green Bond as well as India’s first IIFCL/ADB braced Partial Credit Enhanced Bond in the Indian Solar Sector. Pawan has also worked with CRISIL, Indian-Oil and Ernst & Young. Pawan is a Rank holder Chartered Accountant and Cost Accountant. He holds a Master’s degree in Business Administration from Faculty of Management Studies, Delhi University, and has also cleared all 3 levels of Chartered Financial Analyst (CFA, USA). Surendra Kumar Gupta is the executive vice president and heads the finance and operations unit along with the commercial and industrial business unit (“C&I”) of the Company. He has over 39 years of international and domestic experience covering strategic business planning, managing business operations and corporate finance. Prior to joining 82 the  Company,  Mr.  Gupta  served  as  the  group  chief  financial  officer  for  Al-Suwaidi  Holding  Company  Limited,  a  company  involved  in  providing  engineering, procurement, construction and maintenance services to Saudi Arabia’s predominant oil and gas industry, from 2007 to 2010. Mr. Gupta received his Bachelor’s degree in Commerce in 1972 from Delhi University. He is a chartered accountant and has been a member of the ICAI since January 1977. Shalini Naagar is the senior vice president of human resources and heads the human resources functions at the Company. Shalini has experience working in  the  human  resources  industry  across  sectors  including  information  technology,  information  technology  enabled  services,  pharmaceuticals  and  retail.  Prior  to joining  the  Company,  Shalini  served  as  Head  of  Human  Resources  at  Marks  and  Spencer  and  Novartis  Vaccines  JV.  She  has  also  served  companies  such  as Computer Science Corporation, Tele Atlas India Pvt Ltd. and Fortune Park Group Hotel. Shalini is a Certified Fellow from CIPD (Fellowship of Chartered Institute of Personnel Development, UK) and a Certified Gallup Strengths Coach. She holds a Master’s degree in Business Administration with specialization in Human Resources from Jaipuria Institute of Management. Shankar Kumar is the vice president of operations and maintenance and leads the operations and maintenance and information technology functions at the Company. Shankar has experience in operations, maintenance and design of solar PV plants. Under his leadership at the Company, more than 1,500 MW of solar PV  power  plants  have  been  operating  with  innovative  designs.  These  plants  operate  near  real  time  under  the  Company’s  national  operating  control  centre. Previously, Shankar also headed the design and engineering team at the Company. Shankar holds a Bachelor’s degree in Electrical and Electronics Engineering from Manipal Institute of Technology (Sikkim). Gaurang Sethi is the vice president of bidding and heads the bidding function at the Company. Gaurang has cross functional experience across the power and renewables sector, which covers bidding strategy, sustainability and energy markets. Under his leadership at the Company, the Company’s portfolio has grown by over 2,500 MW. Prior to joining the Company, Gaurang worked with Vestas Wind India, Caterpillar Inc., and other clean energy start-ups. Gaurang  holds  a  Bachelor’s  degree  in  Mechanical  Engineering  from  Vellore  Institute  of  Technology.  He  also  holds  a  Master’s  degree  in  Business Administration with a specialization in Finance & Strategy and another Master’s degree in Energy & Sustainability, from University of Michigan, Ann Arbor. Samitla Subba is  the  vice  president  of  corporate  affairs—policy  and  communications  and  heads  the  corporate  affairs  –  policy  and  communications functions at the Company. Samitla has experience in marketing strategy, public relations and communications. She was a key member in taking the Company to its initial public offering on the NYSE in 2016 and in building relationships with the Company’s key stakeholders, including investors, customers and the media. Prior to joining the Company, Samilta worked with Northern Trust as a financial analyst. Samitla holds a Bachelor’s degree from Bangalore University and a Master’s degree in Business Administration with a specialization in Marketing from Indian Institute of Management, Lucknow. B. Compensation Directors and Officers Compensation For the fiscal year 2019, the aggregate compensation (including directors’ fees, but excluding grants of stock option to our directors and executive officers included in the list herein was INR 257.7 million (US$3.7 million). Our agreements with each of the members of senior management are listed herein under “— Employment Agreement.” Except as otherwise disclosed, the above cash compensation does not include stock compensation and employee benefits to our directors and senior management. 83 Employee Benefit Plans We maintain employee benefit plans in the form of certain statutory, retirement benefit and incentive plans covering substantially all of our employees. For fiscal year 2019, the aggregate amount set aside or accrued by us to provide for pension or retirement benefits for executive officers was INR 2.4 million (US$0.03 million). Provident Fund In  accordance  with  Indian  law,  all  of  our  employees  in  India  are  entitled  to  receive  benefits  under  the  Employees’  Provident  Fund  Scheme,  1952,  as amended, a retirement benefit scheme under which an equal amount as required under the Employees’ Provident Funds and Miscellaneous Provisions Act, 1952, of the base salary of an employee is contributed both by employer and employee in a fund with government/trust with company. Gratuity In accordance with Indian law, we pay gratuity to our eligible employees in India. Under our gratuity plan, an employee is entitled to receive a gratuity payment  on  his  superannuation  or  on  his  retirement  or  on  the  termination  of  his  or  her  employment  if  the  employee  has  rendered  continuous  service  to  our Company for not less than five years, or if the termination of employment is due to death or disability due to accident or disease. The amount of gratuity payable to an eligible employee is equal to 15 days’ salary based on the last drawn salary for every completed year of employment (or any portion of a year exceeding six months), and currently the aggregate amount of gratuity shall not exceed INR 2,000,000. Leave Encashment Policy Under the Company’s leave encashment policy, an employee is entitled to receive a payment in exchange for any accrued leave of absence exceeding 45 days  that  is  outstanding  as  of  April  1  of  each  fiscal  year.  Such  payment  shall  be  made  to  the  employee  by  April  30  of  that  year.  In  the  event  of  resignation, termination of employment or retirement, an employee is entitled to a payment for the accrued leave of absence up to a maximum of 45 days if the employee has spent at least 240 working days. The amount of payment to be made for each day of such accrued leave of absence shall be calculated by dividing the last drawn monthly base salary by 30 days. Employment Agreements Most of our executive officers have entered into an employment agreement with the Company. Aside from the employee benefit plans, our employment agreements do not provide for any special termination benefits, nor do we have any other arrangements with our directors for special termination benefits. Each  executive  officer  has  acknowledged  that  ownership  of  any  intellectual  property  created  by  him  for  the  Company  shall  vest  in  the  Company. Additionally, Mr. Inderpreet Singh Wadhwa and Mr. Preet Sandhu have also agreed to transfer and assign to the Company all rights, title and interest in and to all the trademarks, trade names, brand names, patents, designs, domain names and other intellectual property rights created by them for the Company. In  addition,  each  executive  officer  has  agreed  to  be  bound  by  the  non-competition  and  non-solicit  restrictions  set  forth  in  his  employment  agreement. Specifically, each executive officer has agreed, while employed by us and for a period of one year after termination of his employment, not to: • • directly  or  indirectly,  enter  into  the  employment  of,  tender  consulting  or  other  services  to,  acquire  any  interest  in,  or  otherwise  participate  in  any business that competes, directly or indirectly, with any of the companies or entities in the same lines of business that the Company is engaged in at the time the employment is terminated; nor solicit, encourage, or induce or attempt to solicit, encourage, or induce any employee or customer, or prospective employees and customers with whom the Company has had discussions or negotiations within the last six months of the termination of his employment not to establish a relationship with the Company. 84 Equity-Based Compensation The  Company  has  during  Fiscal  Year  2017  adopted  the  amended  Equity  Incentive  Plan  “2016  Equity  Incentive  Plan  (as  amended  in  2017)”  with  due approval of the shareholders of the Company obtained at the Annual General Meeting held on September 25, 2017. The Company has increased the pool size of the existing Stock Option pool by one million shares which takes the total pool size to 2,023,744 shares. Our 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) is a comprehensive incentive compensation plan under which we can grant equity-based and other incentive awards to our officers, employees and directors. The  objective  of  the  plan  is  (i)  to  provide  means  to  enable  us  to  attract  and  retain  high  quality  human  resources  in  our  employment;  (ii)  to  make  the compensations and rewards competitive in the market; and (iii) to achieve sustained growth and create shareholder value by aligning the interests of the employees with our long term interests. Pursuant to the U.S. securities laws and regulations, we have filed Form S-8 for registration of equity shares issuable upon exercise of ESOP grants under our 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) with the SEC. As of March 31, 2019, we had 1,493,237 equity shares issuable pursuant to the exercise of any outstanding options granted under the ESOP plans, the 2016 Equity Incentive Plan and the 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017). The following paragraphs further describe the principal terms of the 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017). Administration We have appointed Computershare Trust Company, N.A. as plan administrator for the administration of options, including the ESOPs. Number of Shares Authorized for Grant Under the terms of the 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017), which may be amended from time to time, the sum of all grants made under the equity incentive plan shall not exceed 10% of our total issued and subscribed equity capital. Eligibility Our  compensation  committee  may  grant  options  to  all  eligible  employees  on  the  basis  of  the  following  criteria:  position,  role  and  performance  of  the employee, tenure in organization and such other factors as the compensation committee may decide from time to time. Vesting Schedule The grants made to any individual shall be vested in the following manner: • • • • 25% on the expiry of 12 months from the date of grant; 25% on the expiry of 24 months from the date of grant; 25% on the expiry of 36 months from the date of grant; and 25% on the expiry of 48 months from the date of grant. Option Exercise There shall be no lock-in period after the options have vested and the options must be exercised by the employees before the end of the tenure of the plan. 85 Amendment or Termination Our board of directors may in its absolute discretion amend, alter or terminate the 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) from time to time, provided that no amendment, alteration or termination in any grant would impair or prejudice the rights of the employee without the consent of the employee, and provided further that the board of directors may not, without the approval of the shareholders, amend the 2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) (1) to increase  the  aggregate  number  of  shares  which  may  be  issued  pursuant  to  the  provisions  of  the  equity  incentive  plan  on exercise,  surrender  of  options  or  upon grants; (2) to change the option exercise price; or (3) to extend the maximum period during which the grants may be made under the plan. Outstanding options for directors and senior management Outstanding options as of March 31, 2019 under our ESOP plans are: Name Inderpreet Singh Wadhwa Harkanwal Singh Wadhwa Rajendra Prasad Singh Arno Harris Preet Sandhu Pawan Agarwal Surendra Kumar Gupta Shalini Naagar Shankar Kumar Gaurang Sethi Samitla Subba Others Total Equity Shares Underlying Outstanding Options Exercise Price per share (US$ per share) Date of expiration (1) 297,510    219,855    3,680    40,000    55,969    50,802    5,082    180,292    52,976    10,368    39,200    45,138    43,070    99,000    9,024    9,600    19,200    31,640    25,335    13,533    4,044    10,047    2,681    8,233    2,306    214,652    1,493,237    11.27    11.90    0.01    4.73    11.27    11.90    11.90    11.90    0.01    1.76    2.71    11.27    11.90    10.73    0.01    2.71    4.73    11.90    11.27    11.27    11.90    11.27    11.90    11.27    11.90    10.34    July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 July, 20, 2025 Note: (1) In the event that a participant of our ESOP plan terminates the service in our Company, the date of expiration shall be 90 days, or 2 years, or one additional year for every completed year of service where the service period has been less than 3 years, 3 to 4 years and more than 4 years, respectively determined on the date of termination. Indemnification Agreements We  have  obtained  Directors’  and  Officers’  liability  Insurance  to  indemnify  the  Directors  and  executive  officers  against  certain  liabilities  and  expenses arising from their being a director or officers. 86                                                                                                                                                                                                        C. Board Practices Board of Directors We  are  managed  and  controlled  by  our  board  of  directors.  Our  board  of  directors  consists  of  nine  directors.  Our  board  of  directors  has  a  majority  of independent directors. As a foreign private issuer, we are permitted to follow home country corporate governance practices. Certain corporate practice in Mauritius, which is our home country, may differ significantly from the NYSE corporate governance listing standards. Unlike the requirements of the NYSE, the corporate governance  practice  and  requirements  in  Mauritius  do  not  require  us  as  a  GBC1  to  have  the  majority  of  our  board  of  directors  be  independent;  do  not  have  it mandatory to have a nominations committee; and do not have it mandatory to hold regular executive sessions where only independent directors shall be present.. Terms of Directors and Executive Officers In accordance with our Constitution, one-third of our directors (or, if their number is not a multiple of three, the number nearest to but not greater than one- third) shall be up for re‑election by rotation at each annual meeting of our company. The Chairman of the Board and/or the managing director during the tenure shall not be subject to retirement by rotation or be taken into account in determining the number of directors to retire in each year. The directors up for re‑election in each year shall be those who have been in office longest since their last re‑election or appointment and as between persons who became or were last re‑elected directors on the same day, those up for re‑election shall (unless they otherwise agree among themselves) be determined by lot. Any director may be removed by either an ordinary resolution of our shareholders or by the majority vote of the board of directors in the following circumstances: for cause, which refers to willful misconduct, fraud, conviction of a felony, gross negligence or breach of a written policy of the company; or if the director becomes mentally unsound or bankrupt or becomes disqualified from being a director under Mauritius law. Under  Mauritius  law,  the  office  of  a  director  of  our  company  is  required  to  become  vacant  at  the  conclusion  of  the  annual  meeting  of  our  company commencing next after the director attains the age of 70 years. However, a person of or over the age of 70 years may, by ordinary resolution of which no shorter notice is given than that required to be given for the holding of a meeting of shareholders, be appointed or re‑appointed or authorized to continue to hold office as a director until the next annual meeting at which such director’s class is up for re‑election. A vacancy on the board of directors must be filled by a majority vote of our board of directors or by ordinary resolution of the shareholders. Executive officers are selected by and serve at the discretion of the board of directors. Duties of Directors Under Mauritius law, our directors have a duty to our Company to exercise their powers honestly in good faith in the best interests of our Company. Our directors  also  have  a  duty  to  our  Company  to  exercise  the  degree  of  care,  diligence  and  skill  that  a  reasonably  prudent  person  would  exercise  in  comparable circumstances. Where a director of a public company also holds office as an executive, the director is required under Mauritius law to exercise that degree of care, diligence  and  skill  which  a  reasonably  prudent  and  competent  executive  in  that  position  would  exercise.  In  fulfilling  their  duty  of  care  to  our  Company,  our directors  must  ensure  compliance  with  the  Mauritius  Companies  Act  and  our  Constitution,  as  amended  from  time  to  time.  A  shareholder  has  the  right  to  seek damages against our directors if a duty owed by our directors to him as a shareholder is breached. The functions and powers of our board of directors include, among others: • Convening shareholders’ annual meetings and reporting its work to shareholders at such meetings; • Authorizing dividends and distributions; • Appointing officers and determining the term of office of officers; 87 • Exercising the borrowing powers of our Company and mortgaging the property of our Company, provided that shareholders’ approval shall be required if  any  transaction  is  a  major  transaction  for  our  Company  under  section  130  of  the  Mauritius  Companies  Act,  which  includes,  among  others, acquisitions and dispositions worth more than 75% of the value of our Company’s assets; and • Approving the issuance and transfer of shares of our Company, including the recording of such shares in our share register. Subject to the Mauritius Companies Act, our board of directors may delegate to a committee of directors, a director or employee of the Company, or any other person, any one or more of its powers. Additional Restrictions For so long as International Finance Corporation and IFC GIF Investment Company I together hold at least 5% (five percent) of the share capital of the Company,  the  decisions  on  the  following  matters  shall  not  be  taken  and/  or  implemented  by  the  Company  unless  approved  by  way  of  a  special  resolution  of shareholders: (a) amendment to the articles of association or memorandum of association of Azure Power India Private Limited and its subsidiaries, provided that any amendment to the articles of association or memorandum of association of the Company’s subsidiaries (other than Azure Power India Private Limited) shall not require approval of the shareholders of the Company if such amendment is carried out pursuant to a project finance, working capital limits, non-fund  based  facilities,  mezzanine  financing  (if  the  amount  raised  is  less  than  20%  of  the  paid-up  share  capital  of  the  Company)  or  any  other financing arrangements (if the amount raised is less than 20% of the paid-up share capital of the Company) raised for the Company’s subsidiaries (other than Azure Power India Private Limited) that have been approved by the Board or Board delegated committee of the Company; (b) disposal or sale, in a single transaction or a series of related transactions, of more than 50% of the Company’s assets (on a consolidated basis), or entry into a single transaction or a series of related transactions where the Company will incur obligations or liabilities (on a consolidated basis) the value of which is more than 50% of the Company’s assets (on a consolidated basis) before such transaction or series of related transactions; (c) any change  in the business  of the Company or its subsidiaries,  such business being understood to mean and include  the activities  that  Azure Power India Private Limited is authorized to carry out under the Main Objects clause of the memorandum of association of Azure Power India Private Limited in effect on 22 July 2015; and (d) any amendment to the ESOP plan approved by the Board, except as would not be a “material revision” as such term is defined in Section 303A.08 of the New York Stock Exchange Listed Company Manual. For so long as International Finance Corporation and/or IFC GIF Investment Company I hold any equity shares of the Company, the Company shall not, in a single transaction,  issue equity  shares  or share  equivalents  that are  more than 10% (ten percent)  of the  share  capital  of the Company, unless approved by the shareholders of the Company by way of an ordinary resolution. Committees Our board  of  directors  has  established  the  following  committees:  audit  committee,  nominating  and  corporate  governance  committee,  and  compensation committee. Each committee’s members and functions are described below. 88         Audit Committee The audit committee consists of Mr. Arno Harris and Dr. Rajendra Prasad Singh. Mr. Robert Kelly resigned as Chairman of the Committee with effect from January 25, 2019. Each of these individuals satisfies the independence requirements set forth in the New York Stock Exchange’s Listed Company Manual. They also satisfy the independence requirements of Rule 10A-3 under the Securities Exchange Act of 1934, or the Exchange Act. Our audit committee oversees our accounting and financial reporting processes and the audits of the financial statements of our company. Our audit committee is responsible for, among other things: • Selecting our independent auditors and pre‑approving all auditing and non-auditing services permitted to be performed by our independent auditors; • Reviewing with the independent auditors any audit problems or difficulties and management’s response; • Regularly reviewing the independence of our independent auditors; • Reviewing and approving all related party transactions on an ongoing basis; • Discussing the annual audited financial statements with management and our independent auditors; • Reviewing the adequacy and effectiveness of our accounting and internal control policies and procedures and any steps taken to monitor and control major financial risk exposures; • Monitoring compliance with our code of business conduct and ethics, including reviewing the adequacy and effectiveness of our procedures to ensure proper compliance; • Meeting separately and periodically with management and our internal and independent auditors; • Reporting regularly to our full board of directors ; and • Such other matters that are specifically delegated to our audit committee by our board of directors from time to time. Compensation Committee The compensation committee consists of Mr. Barney Rush, Mr. R.P. Singh and Mr. Arno Harris, and Mr. Barney Rush is the Chairman of the Committee. Each  of  these  individuals  satisfies  the  independence  requirements  set  forth  in  the  New  York  Stock  Exchange  Listed  Company  Manual.  Our  compensation committee  assists  our  board  of  directors  in  reviewing  and  approving  the  compensation  structure  of  our  directors  and  executive  officers,  including  all  forms  of compensation  to  be  provided  to  our  directors  and  executive  officers.  Members  of  the  compensation  committee  are  not  prohibited  from  direct  involvement  in determining their own compensation. Our chief executive officer may not be present at any committee meeting during which his compensation is deliberated. The compensation committee is responsible for, among other things: • Reviewing and approving the compensation package for our executive officers; • Reviewing the compensation of our executive officers and directors and making recommendations to the board with respect to the compensation; • Reviewing  and  approving  corporate  goals  and  objectives  relevant  to  the  compensation  of  our  chief  executive  officer,  other  executive  officers  and directors  evaluating  the  performance  of our chief  executive  officer,  other  executive  officers  and directors  in light  of those  goals and objectives,  and setting the compensation level of our chief executive officer, other executive officers and directors based on such evaluation; and • Reviewing periodically and making recommendations to the board regarding any long term incentive compensation or equity plans, programs or similar arrangements, annual bonuses, employee pension and welfare benefit plans. 89 Nominating and Corporate Governance Committee The Nominating and Corporate Governance Committee consists of Mr. Barney Rush, Mr. Sanjeev Aggarwal, Mr. Cyril Cabanes, and Dr. Rajendra Prasad Singh. Each of these individuals satisfies the “independence” requirements of the New York Stock Exchange. Mr. Rush is the Chairman of the Nominating and Corporate  Governance  Committee.  The  purpose  of  the  Nominating  and  Corporate  Governance  Committee  is  to  assist  the  Board  by  fulfilling  the  following responsibilities : • Reviewing and making recommendations to the board of directors with respect to corporate governance guidelines and issues; • Identifying qualified candidates as consistent with the criteria approved by the Board for director nominees and recommending such candidates to the Board for selection for all directorships to be filled by the Board, in conjunction with the Chairman of the Board; • Nominating the chairs and members of the Board committees, in conjunction with the Chairman of the Board; and • Conducting annual reviews of the Board’s independence, qualifications  and experiences in light of the availability  of potential Board members; and oversee the evaluation of the board of directors . Code of Business Conduct and Ethics Our Code of Business Conduct and Ethics provides that our directors, officers and employees are expected to avoid any action, position or interest that conflicts with the interests of our company or gives the appearance of a conflict. Directors, officers and employees have an obligation under our Code of Business Conduct and Ethics to advance our company’s interests when the opportunity to do so arises. D. Employees As of March 31, 2019, we had 654 full time employees. We consider our relations with our employees to be amicable. The following table sets forth the number of our employees for each of the major functions as of March 31, 2019: Infrastructure Bidding, capital and land strategy Operations and maintenance F&A and HRM Total 90 Number of Employees 272  62  212  108  654                             E. Share Ownership The following table sets forth information with respect to the beneficial ownership of our equity shares as of March 31, 2019 by each of our directors and all our directors and executive officers as a group and by each person known to us to own beneficially more than 5% of the equity shares. As used in this table, beneficial ownership means the sole or shared power to vote or direct the voting or to dispose of or direct the sale of any security. A person is deemed to be the beneficial owner of securities that can be acquired within 60 days upon the exercise of any option, warrant or right as on March 31, 2019. Equity Shares subject to options,  warrants  or  rights  that  are  currently  exercisable  or  exercisable  within  60  days  are  deemed  outstanding  for  computing  the  ownership  percentage  of  the person  holding  the  options,  warrants  or  rights,  but  are  not  deemed  outstanding  for  computing  the  ownership  percentage  of  any  other  person.  The  amounts  and percentages as of March 31, 2019 are based on 41,040,028 equity shares outstanding as of this date: Name Directors and Officers: Inderpreet Singh Wadhwa (1) Harkanwal Singh Wadhwa Preet Sandhu Pawan Agarwal Surendra Kumar Gupta Shalini Naagar Shankar Kumar Gaurang Sethi Samitla Subba Sanjeev Aggarwal (2) Barney S. Rush (3) Arno Harris (4) Cyril Cabanes Rajendra Prasad Singh Eric Ng Yim On (5) Muhammad Khalid Peyrye (6) All Directors and Officers as a Group 5% or Greater Shareholders: International Finance Corporation (7) Helion Venture Partners II, LLC (8) IFC GIF Investment Company I (9) CDPQ Infrastructures Asia Pte Ltd. (10) Number shares beneficially owned (%) 1,349,082      56,380      113,312      —      45,734      —      1,011    670    577    —      —      135,219      —      —      —      —      1,771,254      3,283,635      3,426,172      8,389,452      16,997,365      3.3% 0.14% 0.28% —  0.11% —  *  *  *  —  —  0.33% —  —  —  —  4.3% 8.00% 8.35% 20.44% 41.42% Less than 0.01% Includes the equity shares held by IW Green LLC. Mr. Inderpreet Wadhwa is the beneficial owner of all equity interests of IW Green LLC. * (1) (2) Does  not  include  any  equity  shares  of  Mr.  Aggarwal,  a  managing  director  of  Helion  Venture  Partners,  who  may  be  deemed  to  beneficially  own  through interests held by funds managed by Helion Venture Partners. Mr. Aggarwal’s business address is Helion Advisors Private Limited, Tower B, 10th Floor, Vatika Towers, Sector 54, Gurgaon, 122 002, India. (3) Mr. Rush’s business address is 6917 Maple Avenue, Chevy Chase, Maryland 20815. (4) Mr. Harris’ business address is 135 Main Street, Suite 1320, San Francisco, California 94105. (5) Mr. Ng’s business address is c/o AAA Global Services Ltd., 1st Floor, The Exchange 18 Cybercity, Ebene, Mauritius. (6) Mr. Peyrye’s business address is c/o AAA Global Services Ltd., 1st Floor, The Exchange 18 Cybercity, Ebene, Mauritius. 91                                                                                              (7) International Finance Corporation is an international organization established by Articles of Agreements among its member countries. Its principal address is 2121, Pennsylvania Avenue, NW, Washington, District of Columbia 20433, United States. (8) Helion Investment Management, LLC holds the voting power in Helion Venture Partners II, LLC. SA Holdings Global Ltd and Gupta Goyal Trust are the beneficial owners of Helion Investment Management, LLC. Mr. Sanjeev Aggarwal is the beneficial owner of SA Holdings Global Ltd and Mr. Ashish Gupta and Ms. Nita Goyal are the beneficial owners of Gupta Goyal Trust. Each of the beneficial owners disclaims beneficial ownership in the shares held by the aforementioned entities except to the extent of his or her pecuniary interest therein. The principal address of Helion Venture Partners II, LLC is Les Cascades Building, Edith Cavell Street, Port Louis, Mauritius. IFC Global Infrastructure Fund, LP is the beneficial owner of all equity interests of IFC GIF Investment Company I, while IFC Global Infrastructure (GP) LLC and IFC Global Infrastructure (Alternate GP) LLP control the management and operations of with IFC Global Infrastructure Fund, LP. The principal address of IFC GIF Investment Company I is c/o Cim Fund Services Ltd., 33 Edith Cavell Street, Port Louis, Mauritius. (9) (10) CDPQ Infrastructures Asia Pte Ltd., a company organized and existing under the laws of Singapore, is a wholly-owned subsidiary of the Caisse de dépôt et placement du Québec, a body constituted by the Act Respecting the Caisse De Dépôt Et Placement Du Québec. The principal address of the Caisse de dépôt et placement du Québec is 1000, Place Jean-Paul-Riopelle, Montréal, Québec, H2Z 2B3. ITEM 7. MAJOR SHAREHOLDERS AND RELATED PARTY TRANSACTIONS A. Major Shareholders Please refer to “Item 6. Directors, Senior Management and Employees—E. Share Ownership” B. Related Party Transactions We believe that the terms of our related party transactions are comparable to the terms we could obtain from independent third parties. Our related party transactions are subject to the review and approval of the audit committee of our Board of Directors. Our audit committee will consider whether the transaction is to be conducted on an arms-length basis and whether the services can be procured from an independent third party. The charter of our audit committee as adopted by our Board of Directors provides that we may not enter into any related-party transaction unless and until it has been approved by the audit committee. Lease Agreement On November 28, 2011, AZI entered into a lease agreement, which became effective from December 1, 2011, for our registered office building and a lease arrangement for a guest house, which became effective February 1, 2016 with family members of Mr. Inderpreet Singh Wadhwa. Each transaction was conducted in the normal course of operations, transacted at the market rate and was approved by a majority of the board of directors independently. During the year, AZI terminated the lease agreement for our registered office and for the guest house and the security deposit’s were returned back to AZI. For the fiscal years ended March 31, 2017, 2018 and 2019, the Company incurred rent expense on office facilities and guest house facilities totaling INR 19.4 million, INR 15.4 million and INR  2.9  million  (US$  0.04  million),  respectively,  where  the  lessors  are  relatives  of  the  Company’s  chief  executive  officer  and  another  director  of  AZI.  As  of March 31, 2018, and 2019, the Company had security deposits with these lessors totaling INR 2.2 million and INR Nil million, respectively. Shareholders Agreements The Company did not have any changes to its shareholders agreement. C. Interest of Experts and Counsel Not applicable 92   ITEM 8. FINANCI AL INFORMATION A. Consolidated Statements and Other Financial Information See “Item 18. Financial Statements” for a list of the financial statements filed as part of this annual report. Legal Proceedings We are currently involved in and may from time to time, become involved in legal, arbitration or governmental proceedings or be subject to claims arising in the ordinary course of our business. We are not presently party to any legal proceedings that, in the opinion of our management, would reasonably be expected to have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  financial  condition,  operating  results  or  cash  flows  if  determined  adversely  to  us.  Regardless  of  the  outcome, litigation can have an adverse impact on us because of defense and settlement costs, diversion of management resources and other factors. Dividend Policy and Dividend Distribution We have never declared or paid dividends, nor do we have any present plan to pay any cash dividends on our equity shares in the foreseeable future. We currently intend to retain our available funds and any future earnings to operate and expand our business. B. Significant Changes Except  as  disclosed  elsewhere  in  this  annual  report,  we  have  not  experienced  any  significant  changes  since  the  date  of  the  annual  financial  statement included in this annual report. ITEM 9. THE OFFER AND LISTING A. Offer and Listing Details Our equity shares are listed on the New York Stock Exchange since October 12, 2016 under the symbol “AZRE.”  B. Plan of Distribution Not Applicable C. Markets Our equity shares are listed on the New York Stock Exchange under the symbol “AZRE”. D. Selling Shareholders Not applicable E. Dilution Not applicable F. Expenses of the Issue Not applicable 93 ITEM 10. ADDITIO NAL INFORMATION A. Share Capital Not applicable B. Memorandum and Articles of Association We incorporate by reference into this annual report on Form 20-F the description of our Amended and Restated Constitution contained in our Form F-1 registration statement on Form F-1 (Registration No. 333-208584), as amended, initially filed with the SEC on December 16, 2015. C. Material Contracts We have not entered into any material contracts other than those in the ordinary course of business and other than those described in “Item 4. Information on the Company” or elsewhere in this annual report. D. Exchange Controls Foreign Direct Investment Foreign investments in Indian are primarily governed by the Foreign Exchange Management Act, 1999, as amended (“FEMA”), the rules, regulations and notifications made thereunder, including the Foreign Exchange Management (Transfer or issue of security by a person resident outside India) Regulations, 2000, as amended, and the consolidated foreign direct investment policy (effective as of June 7, 2016) (the “FDI Policy”) issued by the Department of Industrial Policy and Promotion, Ministry of Commerce and Industry, Government of India. Pursuant to the FDI Policy, investments can be made by non-residents in Indian companies to the extent of the percentage of the total capital of the Indian company specified in the FDI Policy. The FDI Policy currently allows 100% foreign direct investment in Indian companies engaged in the solar power sector. The FDI Policy also prescribes certain pricing and reporting requirements in respect of issue and transfer of shares of an Indian company to a non-resident person and vice-versa  and  regulates  downstream  investments  by  Indian  companies  that  are  not  owned  or  controlled  by  Indian  resident  persons.  The  Government  of  India amended the method of calculating foreign investment in an Indian company pursuant to Press Note No. 2 (2009 Series) dated February 13, 2009 and Press Note No. 4 (2009 Series) dated February 25, 2009. A person residing outside India (other than a citizen of Pakistan or Bangladesh) or any entity incorporated outside India (other than an entity incorporated in Pakistan or Bangladesh and an Overseas Corporate Body as defined in FEMA) has general permission to purchase shares, convertible debentures or preference shares of an Indian company, subject to certain terms and conditions. Currently, subject to certain exceptions, FDI and investment by Non-Resident Indians, or NRIs (as such term is defined in FEMA), in Indian companies do not require the prior approval of the FIPB or the RBI. The Government of India has indicated that in all cases where FDI is allowed on an automatic basis without FIPB approval, the RBI would continue to be the primary agency for the purposes of monitoring and regulating foreign investment. E. Taxation Mauritius Taxation We are a company holding a Mauritius Category 1 Global Business Company, or GBC1, issued by the Financial Services Commission and is a tax resident in Mauritius. The Income Tax Act 1995 of Mauritius imposes a tax in Mauritius on our chargeable income at the rate of 15%. However, under the Income Tax (Foreign  Tax  Credit)  Regulations  1996  of  Mauritius,  subject  to  the  Income  Tax  Act  1995  and  the  regulations  under  the  Income  Tax  (Foreign  Tax  Credit) Regulations 1996, credit is allowed for foreign tax on the foreign source income of a resident of Mauritius against Mauritius tax computed by reference to the same income, and where credit is allowed against Mauritius tax chargeable in respect of any income, the amount of Mauritius tax so chargeable shall be reduced by the amount of the credit. 94 Under the Income Tax (Foreign Tax Credit) Regulations 1996, “foreign source income” means income which is not derived from Mauritius and includes in the case of a corporation holding a GBC1 under the Financial Services Act 2007 of Mauritius, income derived in the course of a global business. Subject to the provisions  of  the  Income  Tax  (Foreign  Tax  Credit)  Regulations  1996,  no  credit  is  allowed  in  respect  of  foreign  tax  unless  written  evidence  is  presented  to  the Mauritius Revenue Authority showing the amount of foreign tax which has been charged and for this purpose, “written evidence” includes a receipt of the relevant authorities of the foreign country for the foreign tax or any other evidence that the foreign tax has been deducted or paid to the relevant authorities of that country. However,  pursuant  to  regulation  8  of  the  Income  Tax  (Foreign  Tax  Credit)  Regulations  1996,  if  written  evidence  is  not  presented  to  the  Mauritius  Revenue Authority  showing  the  amount  of  foreign  tax  charged  on  our  company’s  foreign  source  income,  the  amount  of  foreign  tax  shall  nevertheless  be  conclusively presumed  to  be  equal  to  80%  of  the  Mauritius  tax  chargeable  with  respect  to  that  income  and  in  such  circumstance,  the  effective  tax  rate  in  Mauritius  on  our chargeable income would be 3%. Following amendments to the Financial Services Act 2007 of Mauritius pursuant to the Finance (Miscellaneous Provisions) Act 2010 in December 2010, Mauritius companies holding a GBC1 issued by the Financial Services Commission in Mauritius are permitted to conduct business both in and outside Mauritius (instead of outside Mauritius only). The operations of a GBC1 company in Mauritius will be subject to tax on chargeable income at the rate of 15% in Mauritius. Following amendments  to the Financial Services  Act 2007 of Mauritius  pursuant to the Finance Act 2018, a GBC1 incorporated prior to 16  th October 2017  will  as  from  30  th  June  2021  be  known  as  a  Global  Business  Company  and  will  be  governed  by  the  regulatory  regime  applicable  to  Global  Business Companies. We hold tax residence certificates issued by the Mauritius Revenue Authority. These certificates are required for the avoidance of double taxation under the Agreements for the Avoidance of Double Taxation signed between Mauritius and other jurisdictions, including India. Mauritius has no capital gains tax and has no withholding tax on the payment of dividends. Prospective investors are urged to consult their own tax advisers in order to fully understand the tax consequences of an investment in the equity shares. US Federal Income Taxation The following is a summary of certain U.S. federal income tax considerations that are likely to be relevant to the purchase, ownership and disposition of our equity shares by a U.S. Holder (as defined below). This summary is based on provisions of the Internal Revenue Code of 1986, as amended (the “Code”), and regulations, rulings and judicial interpretations thereof, in force as of the date hereof. Those authorities may be changed at any time, perhaps retroactively, so as to result in U.S. federal income tax consequences different from those summarized below. This summary is not a comprehensive discussion of all of the tax considerations that may be relevant to a particular investor’s decision to purchase, hold, or dispose of equity shares. In particular, this summary is directed only to U.S. Holders that purchase equity shares in this offering and that hold equity shares as capital  assets.  This  summary  does  not  address  tax  consequences  to  U.S.  Holders  who  may  be  subject  to  special  tax  rules,  such  as  banks,  brokers  or  dealers  in securities or currencies, traders in securities electing to mark to market, financial institutions, life insurance companies, tax exempt entities, entities that are treated as partnerships for U.S. federal income tax purposes (or partners therein), holders that own or are treated as owning 10% or more of our equity shares by vote or value, nonresident alien individuals who are present in the United States for more than 182 days during the taxable year, persons holding equity shares as part of a hedging or conversion transaction or a straddle, or persons whose functional currency is not the U.S. dollar. Moreover, this summary does not address state, local or foreign taxes, the U.S. federal estate and gift taxes, or the Medicare contribution tax applicable to net investment income of certain non-corporate U.S. Holders, or alternative minimum tax consequences of acquiring, holding or disposing of equity shares. 95 For purposes of this summary, a “U.S. Holder” is a beneficial owner of equity shares that is a citizen or resident of the United States or a U.S. domestic corporation or that otherwise is subject to U.S. federal income taxation on a net income basis in respect of such equity shares. You should consult your own tax advisors about the consequences of the acquisition, ownership, and disposition of the equity shares, including the relevance to your particular situation of the considerations discussed below and any consequences arising under foreign, state, local or other tax laws. Taxation of Dividends Subject  to  the  discussion  below  under  “—Passive  Foreign  Investment  Company  Status,”  the  gross  amount  of  any  distribution  of  cash  or  property  with respect to our equity shares that is paid out of our current or accumulated earnings and profits (as determined for U.S. federal income tax purposes) will generally be includible in your taxable income as ordinary dividend income on the day on which you receive the dividend and will not be eligible for the dividends-received deduction allowed to corporations under the Code. We do not expect to maintain calculations of our earnings and profits in accordance with U.S. federal income tax principles. U.S. Holders therefore should expect that distributions generally will be treated as dividends for U.S. federal income tax purposes. Subject to certain exceptions for short-term positions, the U.S. dollar amount of dividends received by an individual with respect to the equity shares will be subject to taxation at a preferential rate if the dividends are “qualified dividends.” Dividends paid on the equity shares will be treated as qualified dividends if: • the equity shares are readily tradable on an established securities market in the United States or we are eligible for the benefits of a comprehensive tax treaty  with  the  United  States  that  the  U.S.  Treasury  determines  is  satisfactory  for  purposes  of  this  provision  and  that  includes  an  exchange  of information program; and • we  were  not,  in  the  year  prior  to  the  year  in  which  the  dividend  was  paid,  and  are  not,  in  the  year  in  which  the  dividend  is  paid,  a  passive  foreign investment company (a “PFIC”). The equity shares are listed on the New York Stock Exchange, and will qualify as readily tradable on an established securities market in the United States so long as they are so listed. As discussed below, we do not believe we were a PFIC for our taxable year ended March 31, 2019, and do not anticipate becoming a PFIC for our current taxable year or in the foreseeable future. Holders should consult their own tax advisers regarding the availability of the reduced dividend tax rate in light of their own particular circumstances. Dividend distributions with respect to our equity shares generally will be treated as “passive category” income from sources outside the United States for purposes of determining a U.S. Holder’s U.S. foreign tax credit limitation. U.S.  Holders  that  receive  distributions  of  additional  equity  shares  or  rights  to  subscribe  for  equity  shares  as  part  of  a  pro  rata  distribution  to  all  our shareholders generally will not be subject to U.S. federal income tax in respect of the distributions, unless the U.S. Holder has the right to receive cash or property, in which case the U.S. Holder will be treated as if it received cash equal to the fair market value of the distribution. Taxation of Dispositions of Equity Shares Subject to the discussion below under “—Passive Foreign Investment  Company Status,”  if a U.S. Holder realizes  gain or loss on the sale,  exchange  or other disposition of equity shares, that gain or loss will be capital gain or loss and generally will be long-term capital gain or loss if the equity shares have been held for more than one year. Long-term capital gain realized by a U.S. Holder that is an individual generally is subject to taxation at a preferential rate. The deductibility of capital losses is subject to limitations. The amount of gain or loss will be equal to the difference, if any, between the amount realized and the U.S. Holder’s adjusted tax basis in shares. A U.S. Holder’s initial tax basis in shares generally will equal the cost of such shares. The deductibility of capital losses is subject to limitations. 96     Gain, if any, realized by a U.S. Holder on the sale or other disposition of the equity shares generally will be treated as U.S. source income for U.S. foreign tax credit purposes. Consequently, if an Indian withholding tax is imposed on the sale or disposition of the shares, a U.S. Holder that does not receive significant foreign source income from other sources may not be able to derive effective U.S. foreign tax credit benefits in respect of such Indian taxes. U.S. Holders should consult their own tax advisors regarding the application of the foreign tax credit rules to their investment in, and disposition of, the equity shares. Passive Foreign Investment Company Status Special U.S. tax rules apply to companies that are considered to be passive foreign investment companies (“PFICs”). We will be classified as a PFIC in a particular taxable year if, taking into account our proportionate share of the income and assets of our subsidiaries under applicable “look-through” rules, either • • 75 percent or more of our gross income for the taxable year is passive income; or the average percentage of the value of our assets that produce or are held for the production of passive income is at least 50 percent. For  this  purpose,  passive  income  generally  includes  dividends,  interest,  gains  from  certain  commodities  transactions,  rents,  royalties  and  the  excess  of gains over losses from the disposition of assets that produce passive income. We believe, and the other paragraphs in this disclosure generally assume, that we were not a PFIC for our taxable year ending March 31, 2019 and that, based on the present composition of our income and assets and the manner in which we conduct our business, we will not be a PFIC in our current taxable year or in the foreseeable future. Whether we are a PFIC is a factual determination made annually, and our status could change depending, among other things, upon changes in the composition and amount of our gross income and the relative quarterly average value of our assets. In particular, if we generate a small amount of gross income that is attributable to passive income in a taxable year, then there is a risk that we may be a PFIC for that taxable year. If we were a PFIC for any taxable year in which you hold our equity shares, you generally would be subject to additional taxes on certain distributions and any gain realized from the sale or other taxable disposition of our equity shares regardless of whether we continued to be a PFIC in any subsequent year, unless you to mark your equity shares to market for tax purposes on an annual basis. You are encouraged to consult your own tax advisor as to our status as a PFIC and the tax consequences to you of such status. Foreign Financial Asset Reporting Certain  U.S.  Holders  that  own  “specified  foreign  financial  assets”  with  an  aggregate  value  in  excess  of  US$50,000  are  generally  required  to  file  an information  statement  along  with  their  tax  returns,  currently  on  IRS  Form  8938,  with  respect  to  such  assets.  “Specified  foreign  financial  assets”  include  any financial accounts held at a non-U.S. financial institution, as well as securities issued by a non-U.S. issuer that are not held in accounts maintained by financial institutions. The understatement of income attributable to “specified foreign financial assets” in excess of U.S.$5,000 extends the statute of limitations with respect to the tax return to six years after the return was filed. U.S. Holders who fail to report the required information could be subject to substantial penalties. Prospective investors  are  encouraged  to  consult  with  their  own  tax  advisors  regarding  the  possible  application  of  these  rules,  including  the  application  of  the  rules  to  their particular circumstances. Backup Withholding and Information Reporting Dividends  paid  on,  and  proceeds  from  the  sale  or  other  disposition  of,  the  equity  shares  to  a  U.S.  Holder  generally  may  be  subject  to  the  information reporting  requirements  of  the  Code  and  may  be  subject  to  backup  withholding  unless  the  U.S.  Holder  provides  an  accurate  taxpayer  identification  number  and makes any other required certification or otherwise establishes an exemption. Backup withholding is not an additional tax. The amount of any backup withholding from a payment to a U.S. Holder will be allowed as a refund or credit against the U.S. Holder’s U.S. federal income tax liability, provided the required information is furnished to the U.S. Internal Revenue Service in a timely manner. 97     A holder that is a foreign corporation or a non-resident alien individual may be required to comply with certification and identification procedures in order to establish its exemption from information reporting and backup withholding. Indian Taxation The discussion contained herein is based on the applicable tax laws of India as in effect on the date hereof and is subject to possible changes in Indian law that  may  come  into  effect  after  such  date.  Prospective  investors  should  consult  their  own  tax  advisers  as  to  the  consequences  of  purchasing  the  equity  shares, including, without limitation, the consequences of the receipt of dividend and the sale, transfer or disposition of the equity shares. Dividend payments to Azure Power Global Limited by our subsidiary, AZI, are subject to dividend distribution tax in India payable by AZI at a rate of 17.304% on the total amount distributed as a dividend as grossed up by the amount of such dividend distribution tax. Any dividend income in respect of our equity shares will not be subject to any withholding or deduction in respect of Indian income tax laws so long as our holding company is deemed to be tax resident in Mauritius. Pursuant  to  amendments  to  the  Indian  Income  Tax  Act,  1961,  as  amended,  income  arising  directly  or  indirectly  through  the  transfer  of  a  capital  asset, including any share or interest in a company or entity registered or incorporated outside India, will be liable to tax in India, if such share or interest derives, directly or  indirectly,  its  value  substantially  from  assets  (whether  tangible  or  intangible)  located  in  India  and  whether  or  not  the  seller  of  such  share  or  interest  has  a residence, place of business, business connection, or any other presence in India. The share or interest of the company or entity registered or incorporated outside of India, shall be deemed to derive its value substantially from the assets located in India, if the value of such Indian assets exceeds INR 100 million, and represents at least 50% of the value of all the assets owned by the company or entity registered or incorporated outside of India. Substantially all of our assets are located in India. However, if the transferor of share or interest in a company or entity registered or incorporated outside of India (along with its associated enterprises), neither holds the right of management or control in the company or entity registered or incorporated outside of India nor holds voting power or share capital or interest exceeding 5% of the total voting power or total share capital or interest in the company or entity registered or incorporated outside of India, at any time during the twelve months preceding the date of transfer, such small shareholders are exempt from the indirect transfer provisions mentioned above. The amendments also do not deal with the interplay between the Indian Income Tax Act, 1961, as amended, and the double taxation avoidance agreements that India has entered into with countries such as the United States, in case of an indirect transfer. Accordingly, the implications of these amendments are presently unclear. If it is determined that these amendments apply to a holder of our equity shares, such holder could be liable to pay tax in India on such income. F. Dividends and Paying Agents Not applicable G. Statements by Experts Not applicable H. Documents on Display All information filed with the SEC can be inspected and copied at the public reference facilities maintained by the SEC at 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. You can request copies of these documents upon payment of a duplicating fee, by writing to the SEC. Please call the SEC at 1-800-SEC-0330 for further  information  on  the  operation  of  the  public  reference  rooms.  The  SEC  maintains  a  website  at  www.sec.gov  that  contains  reports,  proxy  and  information statements  and  other  information  regarding  registrants  that  make  electronic  filings  through  its  Electronic  Data  Gathering,  Analysis,  and  Retrieval,  or  EDGAR, system. All our Exchange Act reports and other SEC filings will be available through the EDGAR system. 98 I. Subsidiary Information Not applicable ITEM 11. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk We are exposed to several market risks in our normal business activities. Market risk is the potential loss that may result from market changes associated with our business or with an existing or forecasted financial or commodity transaction. The types of market risks we are exposed to are interest rate risk and foreign currency risk. Interest Rate Risk As of March 31, 2019, our long-term debt was at both fixed and variable interest rates. Exposure to interest rate fluctuations will depend on the amount of debt that bears interest at variable rates, the time at which the interest rate is adjusted and the quantum of fluctuation in the interest rate. Our  results  of  operations  are  subject  to  interest  rate  fluctuations  on  our  variable  rate  borrowings.  The  sensitivity  analysis  below  have  been  determined based  on  the  exposure  to  interest  rates  for  non-derivative  financial  instruments  at  the  balance  sheet  date.  For  floating  rate  liabilities,  the  analysis  is  prepared assuming the amount of liability outstanding at the balance sheet date was outstanding for the whole period. A  hypothetical  increase  or  decrease  in  our  variable  interest  rates  by  1%  would  not  have  had  a  significant  increase  or  decrease  in  interest  cost  for  the Company, for the fiscal year ended March 31, 2019. We intend to use hedging strategies to mitigate our exposure to interest rate fluctuations, we may not hedge all of our interest rate risk and, to the extent we enter into interest rate hedges, our hedges may not necessarily have the same duration as the associated indebtedness. Our exposure to interest rate fluctuations will depend on the amount of indebtedness that bears interest at variable rates, the time at which the interest rate is adjusted, the amount of the adjustment, our ability to prepay or refinance variable rate indebtedness when fixed rate debt matures and needs to be refinanced and hedging strategies we may use to reduce the impact of any increases in rates. Foreign Currency Risk The functional currency of Indian subsidiaries is Indian rupees, where we have long term debts denominated in U.S. dollars and Indian rupees. The U.S. dollar  denominated  loans  and  the  proceeds  of  the  debts  denominated  in  other  than  the  reporting  currency,  i.e.,  proceeds  from  the  Solar  Green  Bonds. We  have hedged against the exchange rate risk on the Solar Green Bonds. These fluctuations in the exchange rates between U.S. dollars and Indian rupees may result in higher fair value adjustments on our outstanding foreign currency loans. We also have three international subsidiaries, with functional currency is U.S. dollar and consequently, we are exposed to foreign exchange risk on routine transactions entered locally by these subsidiaries. The exchange rate between Indian rupees and U.S. dollars has fluctuated significantly in recent years and may continue to fluctuate in the future. Depreciation of the Indian rupee against the U.S. dollar may result in translation loss in the Consolidated financial statements. We have hedged against the exchange rate risk on our Solar Green Bonds so as to minimize the effect of any adverse movement in the exchange rates. Further, we have partially  hedged against  debts denominated  in U.S. dollars in Indian subsidiaries,  in order to minimize  the adverse impact  of a large currency movement. These hedges are for a period of up to 5.5 years. We have taken foreign currency loans for our Rajasthan 1, Rajasthan 2 and Oberoi Rooftop projects. 99 Cash flow hedges with notional amounts of US$ 499.6 million and US$ 530.4 million were outstanding as at March 31, 2018 and 2019, respectively, with the balance maturity period ranging from 0.5 months to 5.5 years as of March 31, 2019. The fair value of these cash flow hedges as of March 31, 2018 and 2019 was US$ 5.1 million and US$ 29.4 million of liability and asset, respectively and is included in accumulated other comprehensive loss on our consolidated balance sheets. The changes in the fair value of these option contracts are recognized in the Consolidated Statements of Operations and are included in interest expense. We continue to monitor our risks and will consider hedging significant foreign currency exposures on an ongoing basis. ITEM 12. DESCRIPTION OF SECURITIES OTHER THAN EQUITY SECURITIES Not applicable 100 PART II ITEM 13. DEFAULTS, DIVIDEND ARREARAGES AND DELINQUENCIES None ITEM 14. MATERIAL MODIFICATIONS TO THE RIGHTS OF SECURITY HOLDERS AND USE OF PROCEEDS Material modifications to the rights of the security holders There have been no material modifications to the rights of securities holders or the use of proceeds. Use of proceeds During October – November, 2018, we completed our follow-on to our public offering of our equity shares pursuant to a Registration Statement on Form F-3, as amended (File No. 333-227164), which became effective on September 10, 2018. Credit Suisse Securities (USA) LLC., Barclays Capital Inc., and HSBC Securities  (USA)  Inc.,  acted  as  managing  underwriters  for  the  issue.  An  aggregate  of  14,915,542  shares  (including  115,542  shares  exercised  by  underwriters subsequent to our offering) were sold by us in the offering at a price of US$12.50 per share. The initial offering by the Company and the private placement resulted in aggregate gross proceeds before expense of US$186.4 million and incurred an underwriter’s commission and other expenses of US$1.3 million. We have used US$182.0 million of the net proceeds to purchase equity shares of our subsidiary AZI and Azure Power Rooftop Private Limited, as outlined in the registration statement and prospectus. ITEM 15. CONTROLS AND PROCEDURES A. Disclosure Controls and Procedures As  required  by  Rules  13a-15  and  15d-15  under  the  Exchange  Act,  management,  including  our  group  Chief  Executive  Officer  and  our  group  Chief Financial and Operating officer, has evaluated the effectiveness of our disclosure controls and procedures as of the end of the period covered by this annual report. Disclosure  controls  and  procedures  refer  to  controls  and  other  procedures  designed  to  ensure  that  information  required  to  be  disclosed  in  the  reports  we  file  or submit under the Exchange Act is recorded, processed, summarized and reported, within the time periods specified in the rules and forms of the SEC. Disclosure controls and procedures include, without limitation, controls and procedures designed to ensure that information required to be disclosed by us in our reports that we file or submit under the Exchange Act is accumulated and communicated to management, including our principal executive and principal financial officers, or persons performing similar functions, as appropriate to allow timely decisions regarding our required disclosure. Based  on the  foregoing,  our  group Chief  Executive  Officer  and our  group  Chief  Financial  and  Operating  Officer  have concluded  that,  as  of March  31, 2019, our disclosure controls and procedures were effective. B. Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting Management is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting as defined in Rules 13a-15(f) and 15d-15(f) of the Exchange Act. Internal control over financial reporting includes maintaining records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect our transactions; providing reasonable assurance that transactions are recorded as necessary for preparation of our financial statements; providing reasonable assurance that receipts and expenditures of company assets are made in accordance with management authorization; and providing reasonable assurance that unauthorized acquisition, use or disposition of company assets  that  could have  a material  effect  on our financial  statements  would be prevented  or detected  on a timely  basis. Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting is not intended to provide absolute assurance that a misstatement of our financial statements would be prevented or detected. Also, projections of any evaluation of the effectiveness of internal control over financial reporting to future periods are subject to the risk that the controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. 101 Management  used  the  Committee  of  Sponsoring  Organizations  of  the  Treadway  Commission  Internal  Control—Integrated  Framework  (2013),  or  the COSO  framework,  to  evaluate  the  effectiveness  of  internal  control  over  financial  reporting.  Management  believes  that  the  COSO  framework  is  a  suitable framework  for  its  evaluation  of  financial  reporting  because  it  is  free  from  bias,  permits  reasonably  consistent  qualitative  and  quantitative  measurements  of  our internal control over financial reporting, is sufficiently complete so that those relevant factors that would alter a conclusion about the effectiveness of our internal control  over  financial  reporting  are  not  omitted  and  is  relevant  to  an  evaluation  of  internal  control  over  financial  reporting.  Management  has  assessed  the effectiveness of our internal control over financial reporting as of March 31, 2019 and has concluded that such internal control over financial reporting is effective. C. Attestation Report of the Registered Public Accounting Firm This annual report does not include an attestation report of our Company’s Registered Public Accounting firm, as the Company being an emerging growth company under JOBS Act is exempted from such attestation requirement. D. Changes in Internal Control over Financial Reporting During the period covered by this annual report, there were no changes in our internal control over financial reporting that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. ITEM 16A. AUDIT COMMITTEE FINANCIAL EXPERT We have determined that Mr. Arno Harris is an “audit committee financial expert” as defined in Item 16A(b) of Form 20-F by the Securities and Exchange Commission’s rules and “independent” as that term is defined in the New York Stock Exchange listing standards. ITEM 16B. CODE OF ETHICS The Company has a Code of Conduct policy for all employees and a Code of Ethics policy that applies to our principal executive officer, our principal financial and accounting officer and our other senior officers. Copies of our Code of Business Conduct and Ethics are available on the “Investor Relations” page of our  corporate  website  www.azurepower.com  or  at  http://investors.azurepower.com/~/media/Files/A/Azure-Power-IR/governance-documents/code-of-business- conduct-and-ethics-2-may-2016.pdf . ITEM 16C. PRINCIPAL ACCOUNTANT FEES AND SERVICES Ernst and Young Associates, LLP, has served as our independent registered public accountant for each of the years ended March 31, 2018 and March 31, 2019 for which audited statements appear in this annual report. The following table shows the aggregate fees for professional services and other services rendered by Ernst and Young Associates, LLP,and the various member firms of Ernst and Young Associates, LLP to us, including some of our subsidiaries, in fiscal years 2018 and 2019. Particulars Audit fees (audit and review of financial    statements and offerings) All other fees (tax advisory services) Total 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (US$) 58,540,000      1,400,000      59,940,000     47,500,000      5,000,000      52,500,000      686,813  72,296  759,109 102                   The  policy  of  our  audit  committee  is  to  pre-approve  all  audit  and  non-audit  services  provided  by  Ernst  and  Young  Associates,  LLP,  including  audit services, audit-related services and tax services. We have a written policy on the engagement of an external auditor. ITEM 16D. EXEMPTIONS FROM THE LISTING STANDARDS FOR AUDIT COMMITTEES Not applicable ITEM 16E. PURCHASES OF EQUITY SECURITIES BY THE ISSUER AND AFFILIATED PURCHASERS Not applicable ITEM 16F. CHANGE IN REGISTRANT’S CERTIFYING ACCOUNTANT Not applicable ITEM 16G. C ORPORATE GOVERNANCE We are a “foreign private issuer” (as such term is defined in Rule 3b-4 under the Exchange Act) and our equity shares are listed on the New York Stock Exchange. Under Section 303A of the New York Stock Exchange Listed Company Manual, New York Stock Exchange listed companies that are foreign private issuers  are  permitted  to  follow  home  country  practice  in  lieu  of  the  corporate  governance  provisions  specified  by  the  New  York  Stock  Exchange,  with  limited exceptions.  As  required  by  the  New  York  Stock  Exchange  Listed  Company  Manual,  we  note  the  following  significant  differences  between  our  corporate governance  practices  and  the  corporate  governance  practices  required  to  be  followed  by  U.S.  domestic  companies  under  the  New  York  Stock  Exchange  Listed Company Manual: • Under the New York Stock Exchange Listed Company Manual, the board of directors of U.S. domestic listed companies are required to have a majority of  independent  directors.  We  are  not  subject  to  this  requirement  under  the  Mauritius  law  and  have  decided  to  follow  home  country  practice  on  this matter. However, our board of directors currently has a majority of independent directors. • The New York Stock Exchange Listed Company Manual also requires U.S. domestic listed companies to regularly hold executive sessions for non- management  directors,  or  an  executive  session  that  only  includes  independent  directors  at  least  once  a  year.  We  are  not  subject  to  this  requirement under the Mauritius law and have decided to follow our home country practice on this matter ITEM   16H. MINE SAFETY DISCLOSURE Not applicable 103     PART III ITEM 17. FINANCIAL STATEMENTS See “Item 18. Financial Statements” for a list of the financial statements filed as part of this annual report. ITEM 18. FINANCIAL STATEMENTS The following financial statements are filed as part of this annual report, together with the report of the independent registered public accounting firms: • Report of Independent Registered Public Accounting Firm. • Consolidated Balance Sheets as of March 31, 2018 and 2019. • Consolidated Statements of Operations for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019. • Consolidated Statements of Comprehensive loss for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019. • Consolidated Statements of Preferred Shares and Shareholders deficit for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019. • Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 • Notes to Consolidated Financial Statements. 104               ITEM 19. EXHI BITS Exhibit Number Description 1.1† 2.1† 4.1#† 4.2† 4.3† 4.4† 4.5† 4.6† 4.7† 4.8† 4.9†  The Constitution of Azure Power Global Limited, as currently in effect (incorporated by reference to Exhibit 3.2 of our Registration Statement on Form F-1 (File No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on March 31, 2016)  Form of Equity Share Certificate of Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 4.1 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) (incorporated by reference to Exhibit 10.2 of our Registration Statement on Form F- 1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on June 30, 2016)  Shareholders Agreement, dated July 22, 2015, by and among the shareholders named therein and Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.3 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Shareholders Agreement, dated July 22, 2015, by and among Azure Power Global Limited, AZI, Inderpreet Singh Wadhwa and Harkanwal Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.3 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on March 1, 2016)  Amendment to the Shareholders Agreement, dated March 30, 2016, by and among the shareholders named therein and Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.5 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on April 19, 2016)  Second Amendment to the Shareholders Agreement, dated September 5, 2016, by and among the shareholders named therein and Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.6 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on September 22, 2016)  Sponsor Lock-in Agreement, dated July 22, 2015, by and among the shareholders named therein and IW Green Inc. and Inderpreet Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.6 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on April 19, 2016)  Amendment to the Sponsor Lock-in Agreement, dated April 16, 2016, by and among the shareholders named therein and IW Green Inc. and Inderpreet Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.7 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on April 19, 2016)  Second Amendment to the Sponsor Lock-in Agreement, dated September 5, 2016, by and among the shareholders named therein and IW Green Inc. and Inderpreet Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.9 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333- 208584) filed with the Securities and Exchange Commission on September 22, 2016)  Form of Registration Rights Agreement by and among the shareholders named therein and Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.8 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on June 30, 2016) 4.10#†  Employment Agreement, dated November 7, 2008, by and between AZI and Inderpreet Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.5 of our Registration Statement on Form F-1 (file No.  333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015) 105                                                                           Exhibit Number Description 4.11#† 4.12#† 4.13#† 4.14#† 4.15† 4.16† 4.17† 4.18† 4.19† 4.20† 4.21†  Employment Agreement, dated May 5, 2011, by and between AZI and Surendra Kumar Gupta (incorporated by reference to Exhibit 10.6 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Employment Agreement, dated November 1, 2009, by and between AZI and Preet Sandhu (incorporated by reference to Exhibit 10.8 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Employment Agreement, dated August 31, 2011, by and between AZI and Glen Minyard (incorporated by reference to Exhibit 10.9 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Employment Agreement, dated February 1, 2014, by and between AZI and Mohor Sen (incorporated by reference to Exhibit 10.10 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Indenture of Lease, dated October 15, 2013, by and between AZI and Sunbir Singh Wadhwa and Kulwinder Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit 10.11 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Form of Indemnification Agreement by and between Azure Power Global Limited and each of the Officers and Directors of Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.16 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on June 15, 2016)  Subscription Agreement, dated June 24, 2015, by and among AZI, Inderpreet Singh Wadhwa, Harkanwal Singh Wadhwa and International Finance Corporation (incorporated by reference to Exhibit 10.14 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Subscription Agreement, dated June 24, 2015, by and among Azure Power Global Limited, Inderpreet Singh Wadhwa, Harkanwal Singh Wadhwa, IW Green Inc. (which has since been converted to IW Green LLC) and IFC GIF Investment Company I (incorporated by reference to Exhibit  10.13 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  CCPS Subscription Agreement, dated July 22, 2015, by and among Azure Power Global Limited, Sponsors and Société de Promotion et de Participation pour la Coopération Économique S.A. (incorporated by reference to Exhibit 10.15 of our Registration Statement on Form F- 1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Letter Agreement, dated July  27, 2015, by and among Azure Power Global Limited, International Finance Corporation, AZI, IW Green Inc. (which has since been converted to IW Green LLC), Inderpreet Singh Wadhwa and Harkanwal Singh Wadhwa (incorporated by reference to Exhibit  10.16 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on December 16, 2015)  Third Amendment to the Shareholders Agreement, dated September 28, 2016, by and among the shareholders named therein and Azure Power Global Limited (incorporated by reference to Exhibit 10.23 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on October 3, 2016) 106                                                                               Exhibit Number 4.22† 4.23† 4.24† 4.25† 4.26† Description  CCPS Subscription Agreement, dated September 19, 2016, by and among Azure Power Global Limited, the Sponsors named therein and IFC GIF Investment Company I (incorporated by reference to Exhibit 10.24 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on October 3, 2016)  Amendment to CCPS Subscription Agreement, dated September 28, 2016, by and among Azure Power Global Limited, the Sponsors named therein and IFC GIF Investment Company I (incorporated by reference to Exhibit 10.25 of our Registration Statement on Form F- 1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on October 3, 2016)  Share Purchase Agreement, dated September 30, 2016, by and between Azure Power Global Limited and CDPQ Infrastructures Asia Pte Ltd. (incorporated by reference to Exhibit 10.26 of our Registration Statement on Form F-1 (file No. 333-208584) filed with the Securities and Exchange Commission on October 3, 2016)  Amended and Restated Shareholders Agreement, dated March 28, 2017, by and among Azure Power Global Limited, AZI, Inderpreet Singh Wadhwa and Harkanwal Singh Wadhwa. (incorporated by reference to Exhibit 4.26 of our annual report on Form 20-F (file No. 001- 37909) filed with the Securities and Exchange Commission on June 19, 2017)  Indenture among Azure Power Energy Ltd, Azure Power Global Limited and Citicorp International Limited dated August 3, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 4.26 of our annual report on Form 20-F (file No. 001-37909) filed with the Securities and Exchange Commission on June 15, 2018) 4.27†#  2016 Equity Incentive Plan (as amended in 2017) (incorporated by reference to Exhibit 4.3 of our Registration Statement on Form S- 8 (file No. 333-222331) filed with the Securities and Exchange Commission on December 28, 2017) 8.1* 11.1† 12.1* 12.2* 13.1** 13.2** 15.1*  List of Subsidiaries of Azure Power Global Limited  Code of Business Conduct and Ethics of the Registrant (incorporated by reference to Exhibit 11.1 of our annual report on Form 20- F (file No. 001-37909) filed with the Securities and Exchange Commission on June 19, 2017)  CEO Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002  CFO Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002  CEO Certification Pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002  CFO Certification Pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002  Consent of Independent Registered Public Accounting Firm 101.INS*  XBRL Instance Document 101.SCH*  XBRL Taxonomy Extension Schema Document 101.CAL*  XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document 101.DEF*  XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document 101.LAB*  XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase Document 101.PRE*  XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document # † * ** Indicates management contract or compensatory plan. Previously filed Filed with this annual report on Form 20-F Furnished with this annual report on Form 20-F 107                                                                                                                     The registrant hereby certifies that it meets all of the requirements for filing on Form 20-F and that it has duly caused and authorized the undersigned to sign this annual report on this Form 20-F on its behalf. SIGNAT URES Azure Power Global Limited By: Name: Title:   /s/ Inderpreet Singh Wadhwa   Inderpreet Singh Wadhwa   Chairman of the Board of Directors and Chief Executive Officer Date: June 10, 2019 108             INDEX TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Consolidated Financial Statements Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Balance Sheets as of March 31, 2018 and 2019 Consolidated Statements of Operations for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 Consolidated Statements of Comprehensive profit/(loss) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 Consolidated Statements of Preferred Shares and Shareholders’ Equity/(Deficit) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 Notes to Consolidated Financial Statements Page F-2 F-3 F-4 F-5 F-6 F-7 F-8 F-1                                                                                 Report of Independent Regist ered Public Accounting Firm To the shareholders and the board of directors of Azure Power Global Limited Opinion on the Financial Statements We  have  audited  the  accompanying  consolidated  balance  sheets  of  Azure  Power  Global  Limited  (the  “Company“)  as  of  March  31,  2019  and  2018,  the  related consolidated statements of operations, comprehensive loss, preferred shares and shareholders‘ equity and cash flows for each of the three years in the period ended March  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 the Company at March 31, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended March 31, 2019, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. Basis for Opinion These financial statements are the responsibility of the Company‘s management. Our responsibility is to express an opinion on the Company‘s financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB) and are required to be independent with respect to the Company 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 financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Company is not required to have, nor were we engaged to perform, an audit of its internal control over financial reporting. As part of our audits we are required to obtain an understanding of internal control over  financial  reporting,  but  not  for  the  purpose  of  expressing  an  opinion  on  the  effectiveness  of  the  Company’s  internal  control  over  financial  reporting. Accordingly, we express no such opinion. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures  that  respond  to  those  risks.  Such  procedures  include  examining,  on  a  test  basis,  evidence  regarding  the  amounts  and  disclosures  in  the  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 financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ Ernst & Young Associates LLP   We have served as the Company’s auditor since year 2009, Gurugram, India June 10, 2019 F-2 AZURE POWER GLOBAL LIMITED Consolidated Balance Sheets (INR and US$ amounts in thousands, except share and par value data) Assets Current assets: Cash and cash equivalents Investments in available for sale securities Restricted cash Accounts receivable, net Prepaid expenses and other current assets Total current assets Restricted cash Property, plant and equipment, net Software, net Deferred income taxes Other assets Investments in held to maturity securities Total assets Liabilities and shareholders’ equity Current liabilities: Short-term debt Accounts payable Current portion of long-term debt Income taxes payable Interest payable Deferred revenue Other liabilities Total current liabilities Non-current liabilities: Long-term debt Deferred revenue Deferred income taxes Asset retirement obligations Other liabilities Total liabilities Shareholders’ equity Equity shares, US$ 0.000625 par value; 25,996,932 and 41,040,028 shares    issued and outstanding as of March 31, 2018 and 2019, respectively Additional paid-in capital Accumulated deficit Accumulated other comprehensive loss Total APGL shareholders’ equity Non-controlling interest Total shareholders’ equity Total liabilities and shareholders’ equity See accompanying notes. F-3 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) (Note 2d) 8,346,526    1,383,573    2,406,569    2,223,455    1,114,482    15,474,605 329,926    56,580,700    39,802    1,052,393    499,653    7,041    73,984,120 835,000    1,521,854    873,883    5,878    1,220,463    79,192    611,598    5,147,868 52,234,940    1,563,732    892,138    356,649    513,344    60,708,671 1,076    19,004,604    (6,593,471)   (294,672)   12,117,537 1,157,912    13,275,449 73,984,120 10,537,581    7,408    2,167,827    3,307,076    1,380,314    17,400,206 1,280,323    83,444,529    63,715    2,406,525    4,268,462    —    108,863,760 2,824,843    3,477,382    7,288,995    93,688    919,627    99,065    2,301,669    17,005,269 61,658,403    1,800,155    2,053,808    665,146    283,728    83,466,509 1,773    32,186,606    (6,311,095)   (747,545)   25,129,739 267,512    25,397,251 108,863,760 152,365  107  31,345  47,818  19,958  251,593 18,512  1,206,543  921  34,796  61,719  —  1,574,084 40,845  50,280  105,393  1,355  13,297  1,432  33,280  245,882 891,533  26,029  29,696  9,617  4,102  1,206,859 26  465,393  (91,253) (10,809) 363,357 3,868  367,225 1,574,084                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               AZURE POWER GLOBAL LIMITED Consolidated Statements of Operations (INR and US$ amounts in thousands, except share and per share data) Operating revenues: Sale of power Operating costs and expenses: Cost of operations (exclusive of depreciation and    amortization shown separately below) General and administrative Depreciation and amortization Total operating costs and expenses: Operating income Other expense, net: Interest expense, net Loss / (gain) on foreign currency exchange, net Total other expenses, net Profit / (loss) before income tax Income tax (expense)/benefit Net profit / (loss) Less: Net (loss) / profit attributable to non-controlling    interest* Net profit / (loss) attributable to APGL Accretion to Mezzanine CCPS Accretion to redeemable non-controlling interest Net profit / (loss) attributable to APGL equity shareholders Net profit/(loss) per share attributable to APGL equity    shareholders Basic Diluted Shares used in computing basic and diluted per share    amounts Basic Diluted 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) March 31, 2019 (US$) (Note 2d) 4,182,985    7,700,600    9,926,209    143,525  375,787    797,161    1,046,565    2,219,513   1,963,472   2,371,836    (109,128)   2,262,708   (299,236)   (892,333)   (1,191,569)   (18,924)   (1,172,645)   (235,853)   (44,073)   691,947    1,187,379    1,882,451    3,761,777   3,938,823   5,168,218    45,716    5,213,934   (1,275,111)   252,882    (1,022,229)   (201,547)   (820,682)   —    (6,397)   868,963    1,313,765    2,137,133    4,319,861   5,606,348   4,873,042    442,001    5,315,043   291,305   (152,812)   138,493   60,094    78,399   —    —    (1,452,571)   (827,079)   78,399   (111.39)   (111.39)   (31.84)   (31.84)   2.37    2.31    13,040,618    13,040,618    25,974,111    25,974,111    33,063,832    33,968,127    12,565  18,996  30,901  62,462 81,063 70,460  6,391  76,851 4,212 (2,210) 2,002 869  1,133 —  —  1,133 0.03  0.03  * Includes profit (loss) attributed to a Non-Controlling interest, which was purchased prior to March 31, 2019, refer Note 2(y). See accompanying notes. F-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                AZURE POWER GLOBAL LIMITED Consolidated Statements of Comprehensive Loss (INR and US$ amounts in thousands) Net (loss)/profit Other comprehensive loss/(gain), net of tax Foreign currency translation Effective portion of cashflow hedge Income tax effect on effective portion of cash flow hedge Unrealized (loss)/gain on available-for-sale securities Income tax effect on unrealized gain/(loss) on available    for sale of securities Total other comprehensive loss Less: Total comprehensive income attributable to    non-controlling interest, included in other    comprehensive loss/(gain) Total comprehensive loss 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) March 31, 2019 (US$) (Note 2d) (1,191,569)   (1,022,229)   138,493    2,002  (10,228)   —    —    21,747    —    11,519 (546,198)   246,895    (36,579)   12,824    (11,940)   (334,998) (2,343,622)   2,227,097    (313,775)   (22,573)   —    (452,873) (33,887) 32,202  (4,537) (326) —  (6,548) —    (1,180,051) —    (1,357,227) —    (314,380) —  (4,546) See accompanying notes. F-5                                                                                                             AZURE POWER GLOBAL LIMITED Consolidated Statements of Preferred Shares and Shareholders’ Equity/(Deficit) (INR and US$ amounts in thousands) Preferred shares Equity shares Additional paid in capital Accumulated other comprehensive income Accumulated deficit Total APGL shareholders' equity Non- controlling interests Total shareholders' equity Balance as of March 31, 2016 Issuance of Series I CCPS Accretion of CCPS Net loss Other comprehensive loss Conversion of CCD    and CCPS Sale of stake in subsidiary Accretion of redeemable    non-controlling interest Share based compensation Proceeds from issuance of    equity shares Balance as of March 31, 2017 9,733,272 1,658,166  235,852  —  —  (11,627,290 )   —  —  —  —  — Balance as of March 31, 2017 Proceeds from issuance of equity shares Sale of stake in subsidiary Accretion on non controlling interest Transition impact of ASC 742, taxes    on inter-company transactions (note 11) Net loss Investment in subsidiary Other comprehensive loss Share based compensation Balance as of March 31, 2018 Balance as of March 31, 2018 Proceeds from issuance of equity shares    (refer note 14) Impact of change in non-controlling    interest Net profit Impact on buy back of stake in subsidiary    (note 2 (y)) Transition impact of ASC 606, Revenue    from Contracts with Customers    (note 2(q)) Other comprehensive loss Share based compensation Balance as of March 31, 2019 Balance as of March 31, 2019 ((US$) (Note 2(d)) 68 —  —  —  —  738  —  —  —  267  (2,958,166 ) —  (235,852 )   —  —  15,357,492   12,527   —  13,774   6,714,376   28,807 —  —  —  11,519  —  —  —  —  —  (4,508,156 ) (7,437,447 ) —  —  (1,172,645 )   —  —  1,454  (44,073 )   —  —  —  (235,852 )   (1,172,645 )   11,519   (330 ) —   —   (18,924 )   —   (7,437,777 ) —   (235,852 ) (1,191,569 ) 11,519  15,358,230   13,981   —   1,323,983  15,358,230  1,337,964  (44,073 )   13,774   6,714,643   —   —   —   (44,073 ) 13,774  6,714,643  1,073 18,904,151 40,326 (5,723,420 )   13,222,130 1,304,729 14,526,859 Equity shares 1,073 3  —   —   —   —   —   —   —   1,076 Additional paid in capital 18,904,151 20,220  —  —  —  —  55,173  —  25,060  19,004,604 Accumulated Other comprehensive income/(loss) 40,326 —  —  —  —  —  —  (334,998 )   —  Accumulated deficit (5,723,420 )   —  (234 )   (6,397 )   20,086  (820,682 )   (62,824 )   —  —  (294,672 )   (6,593,471 )   Total APGL shareholders' equity 13,222,130 20,223 (234 )   (6,397 )   20,086 (820,682 )   (7,651 )   (334,998 )   25,060 12,117,537 Non- controlling interests 1,304,729 —   64,844  —   —   (201,547 )   (10,114 )   —   —   1,157,912 Total shareholders' equity 14,526,859 20,223 64,610 (6,397 ) 20,086 (1,022,229 ) (17,765 ) (334,998 ) 25,060 13,275,449 Equity shares 1,076 Additional paid-in capital 19,004,604 Accumulated other comprehensive loss (294,672 ) Accumulated deficit (6,593,471 ) Total APGL shareholders' equity 12,117,537 Non- controlling interests 1,157,912 Total shareholders' equity 13,275,449 697   13,608,825  —   —   —   —   —   —   1,773 63,283  —  (572,805 )   —  —  82,699  32,186,606 —  —  —  —  —  (452,873 )   —  —  13,609,522 —   13,609,522 (14,438 )   78,399  48,845 78,399 (48,845 )   60,094  — 138,493 —  (572,805 )   (901,649 )   (1,474,454 ) 218,415  —  —  218,415 (452,873 )   82,699 25,129,739 —   —   —   267,512 218,415 (452,873 ) 82,699 25,397,251 (747,545 ) (6,311,095 ) 26 465,393 (10,809 ) (91,253 ) 363,357 3,868 367,225 See accompanying notes. F-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Cash flow from operating activities Net (loss)/ profit Adjustments to reconcile net loss/(profit) to net cash provided from/(used in) operating activities: Income taxes and deferred tax Depreciation and amortization Change in fair value of CCD’s and Series E and G CCPS Amortization of hedging cost Loss on disposal of property plant and equipment Share based compensation Amortization of debt financing costs Realized gain on short term investments Deferred rent Allowance for doubtful accounts Employee benefit Loan prepayment charges Foreign exchange (gain)/loss, net Changes in operating assets and liabilities Accounts receivable, net Prepaid expenses and other current assets Other assets Accounts payable Interest payable Deferred revenue Other liabilities Net cash flows (used in)/ provided by from in operating activities Cash flow used in investing activities Purchase of property plant and equipment Purchase of software Purchase of available for sale securities Sale of available for sale securities Investment in subsidiary Net cash flows used in investing activities Cash from financing activities Proceeds from issuance of Green Bonds Proceeds from term and other loans Proceeds from issuance of debentures Repayments of term and other loans Loan prepayment charges Proceeds from issuance of equity shares Cost of issuance of equity shares Proceeds from series I Proceeds from issuance of equity shares to non-controlling interest Net cash provided by financing activities Effect of exchange rate changes on cash, cash equivalents and    restricted cash Net increase in cash and cash equivalents, and restricted cash    (refer note 2 (f)) Cash and cash equivalents and restricted cash at the beginning of    the period Cash and cash equivalents and restricted cash at the end of the period Supplemental disclosure of cash flow information Cash paid during the year for interest Cash paid during the year for income taxes Non-cash conversion of CCPS and CCD’s AZURE POWER GLOBAL LIMITED Consolidated Statements of Cash Flows (INR and US$ amounts in thousands) 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 US$ Year ended March 31, (1,191,569 )   (1,022,229 )   138,493   383,250   1,046,565   164,200   —   4,340   13,774   114,085   (72,179 )   59,500   —   —   —   (109,128 )   (581,850 )   (122,871 )   (344,562 )   18,902   63,187   193,285   333,881   (655,229 )   1,882,451   —   575,225   8,955   25,060   747,520   (167,520 )   56,787   84,081   —   676,043   45,716   (1,168,931 )   (641,559 )   141,421   124,265   1,031,154   179,296   (83,381 )   (507,642 )   2,137,133   —   1,036,762   54,935   82,699   266,814   (148,334 )   81,435   40,208   10,727   —   442,001   (1,123,829 )   (265,832 )   (725,243 )   (34,778 )   (300,836 )   398,845   532,358   (27,190 ) 1,839,125 2,115,916 (15,421,498 )   (11,151 )   (12,937,425 )   9,744,735   —   (18,625,339 ) —   20,993,944   —   (6,373,210 )   —   7,657,467   (942,824 )   1,658,166   1,337,964   24,331,507 10,231   5,678,978   4,783,914   (19,629,436 )   (36,214 )   (10,484,300 )   12,499,038   (397,211 )   (18,048,123 ) 31,260,069   10,683,246   1,864,584   (26,396,790 )   (676,043 )   16,405   —   —   64,610   16,816,081 2,815   607,083   (26,007,142 )   (47,125 )   (12,084,500 )   13,581,995   (1,474,454 )   (26,031,226 ) —   15,558,167   1,477,930   (3,785,602 )   —   13,706,162   (69,287 )   —   —   26,887,370 (69,350 )   2,972,060   10,473,123   11,083,021   10,473,123 11,083,021 13,985,731 2,632,667   546,578   15,358,230   3,090,257   538,796   —   6,237,026   614,842   —   F-7 2,002   (7,340 ) 30,901   —   14,991   794   1,196   3,858   (2,145 ) 1,177   581   155   —   6,391   (16,250 ) (3,844 ) (10,486 ) (503 ) (4,350 ) 5,767   7,699   30,594 (376,043 ) (681 ) (174,733 ) 196,385   (21,319 ) (376,391 ) —   224,959   21,370   (54,737 ) —   198,180   (1,001 ) —   —   388,771 (1,002 ) 42,974   160,252   202,222 90,183   8,889   —                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 1. Orga nization Azure Power Global Limited (“APGL” or “Azure”) organized under the laws of Mauritius was incorporated on January 30, 2015. APGL’s subsidiaries are organized under the laws of India (except for one U.S. subsidiary and two subsidiaries in Mauritius) and are engaged in the development, construction, ownership, operation,  maintenance  and  management  of  solar  power  plants  and  generation  of  solar  energy  based  on  long-term  contracts  (Power  Purchase  Agreements  or “PPA”)  with  Indian  government  energy  distribution  companies  as  well  as  other  non-governmental  energy  distribution  companies  and  commercial  customers. APGL and its subsidiaries are hereinafter referred to as the “Company”. 2. Summary of significant accounting policies (a) Basis of presentation The accompanying consolidated financial statements have been prepared in accordance with accounting principles generally accepted in the United States (“U.S.  GAAP”)  and  are  presented  in  Indian  rupees  (“INR”),  unless  otherwise  stated.  The  consolidated  financial  statements  include  the  accounts  of  APGL  and companies  which  are  directly  or  indirectly  controlled  by  APGL.  All  intercompany  accounts  and  transactions  have  been  eliminated  upon  consolidation.  Certain balances relating to prior years have been reclassified to conform to the current year presentation. All share and per share amounts presented in the consolidated financial statements have been adjusted to reflect the 16-for-1 stock split of the Company’s equity shares that was effective on October 6, 2016. (b) Use of estimates The preparation of consolidated financial statements in conformity with U.S. GAAP requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets, liabilities, revenues, costs, expenses and comprehensive loss that are reported and disclosed in the consolidated financial statements and accompanying notes. These estimates are based on management’s best knowledge of current events, historical experience, actions the Company may undertake in the future and on various other assumptions that are believed to be prudent and reasonable under the circumstances. Significant estimates and assumptions are used for, but not limited to impairment of and useful lives of property, plant and equipment, determination of asset retirement obligations, valuation of derivative instruments, hedge accounting, valuation of share-based compensation, income taxes, energy kilowatts expected to be generated over the useful life of the solar power  plant  and  other  contingencies  and  commitments.  Although  these  estimates  are  based  upon  management’s  best  knowledge  of  current  events  and  actions, actual results could differ from these estimates, and such differences may be material to the consolidated financial statements. (c) Foreign currency translation and transactions The functional currency of APGL is the United States Dollar (“US$”) and reporting currency is Indian rupees (“INR”). The Company’s subsidiaries with operations  in  India  use  INR  as  the  functional  currency  and  the  subsidiaries  in  the  United  States  and  Mauritius  use  US$  as  functional  currency.  The  financial statements of APGL and its subsidiaries, other than subsidiaries with a functional currency of INR, are translated into INR using the exchange rate as of the balance sheet  date  for  assets  and  liabilities,  historical  exchange  rates  for  equity  transactions  and  average  exchange  rate  for  the  year  for  income  and  expense  items. Translation gains and losses are recorded in accumulated other comprehensive income or loss as a component of shareholders’ equity. Transactions in currencies other than the functional currency are measured and recorded in the functional currency using the exchange rate in effect at the date of the transaction. At the balance sheet date, monetary assets and liabilities that are denominated in currencies other than the functional currency are translated into the functional currency using the exchange rate at the balance sheet date. All gains and losses arising from foreign currency transactions are recorded in the determination of net income or loss/(gain) during the year in which they occur. F-8   Revenue, expense and cash flow items are translated using the average exchange rates for the respective period. The resulting gains and losses from such translation are excluded from the determination of earnings and are recognized instead in accumulated other comprehensive loss, which is a separate component of shareholders’ equity. Realized and unrealized foreign currency transaction gains and losses, arising from exchange rate fluctuations on balances denominated in currencies other than the functional currency of an entity, such as those resulting from the Company’s borrowings in other than functional currency are included in Loss/(Gain) on foreign currency exchange, net’ in the consolidated statements of operations. (d) Convenience translation Translation of balances in the consolidated balance sheets and the consolidated statements of operations, comprehensive loss, shareholders’ equity and cash flows from INR into US$, as of and for the year ended March 31, 2019 are solely for the convenience of the readers and were calculated at the rate of US$1.00 = INR 69.16, the noon buying rate in New York City for cable transfers in non U.S. currencies, as certified for customs purposes by the Federal Reserve Bank of New York on March 29, 2019. No representation is made that the INR amounts could have been, or could be, converted, realized or settled into US$ at that rate on March 29, 2019, or at any other rate. (e) Cash and cash equivalents Cash  and  cash  equivalents  include  cash  on hand,  demand  deposits  with  banks,  term  deposits  and  all  other  highly  liquid  investments  purchased  with  an original maturity of three months or less at the date of acquisition and that are readily convertible to cash. The Company has classified term deposits totalling INR 6,714,665  and  INR  7,995,798  (US$  115,613)  at  March  31,  2018  and  2019,  respectively,  as  cash  and  cash  equivalents,  because  the  Company  has  the  ability  to redeem these deposits at any time subject to an immaterial interest rate forfeiture. All term deposits are readily convertible into known amount of cash with no more than one day notice. (f) Restricted cash Restricted cash consists of cash balances restricted as to withdrawal or usage and relates to cash used to collateralize bank letters of credit supporting the purchase of equipment  for solar power plants, bank guarantees  issued in relation  to the construction  of the solar power plants within the timelines  stipulated  in PPAs and for certain debt service reserves required under the Company’s loan agreements. Restricted cash is classified into current and non-current portions based on the term of the deposit and the expiration date of the underlying restriction. The Company adopted ASU 2016-18, Statement of Cash Flows (Topic 230): Restricted Cash effective April 1, 2018 with retrospective transition, which requires a statement of cash flows to present the change in restricted cash during the period as part of cash and cash equivalents and restate each prior reporting period presented. As a result, the Company no longer presents transfers between cash and restricted cash in the statement of cash flows. Cash used in investing activities prior to adoption of the ASU was INR 21,944,262 and INR 15,772,167 and INR 26,742,882 (US$ 386,681), for the year ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. The following table presents the components of cash, cash equivalents and restricted cash included in the consolidated balance sheet that sums to the total of the same such amounts in the Consolidated Statements of Cash Flows : Current Assets Cash and cash equivalents Restricted cash Non-Current Assets Restricted cash Cash and cash equivalents and restricted cash 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (US$) March 31, 5,460,670      3,629,037      8,346,526      2,406,569      10,537,581      2,167,827      152,365  31,345  1,383,416      10,473,123 329,926      11,083,021 1,280,323      13,985,731 18,512  202,222 F-9                   (g) Investments The Company determines the appropriate classification of investment securities at the time of purchase and re-evaluates such designation at each balance sheet date. The investment securities held by the Company during the periods presented in the accompanying consolidated financial statements are classified as available-for-sale (short-term investments), consisting of liquid mutual funds units and held-to-maturity investments (long-term investments), consisting of Notes of Bank of Mauritius. The Company accounts for its investments in accordance with Financial Accounting Standards Board (“FASB”) ASC Topic 320, Accounting for Certain Investments in Debt and Equity Securities . These investments are considered as available-for-sale and held-to-maturity. Investments classified as available for sale are  recorded  at  fair  value,  with  the  unrealized  gains  or  losses,  net  of  tax,  reported  as  a  component  of  accumulated  other  comprehensive  income  or  loss  in  the consolidated statement of shareholders’ equity. Realized gains and proceeds from the sale of available-for-sale securities during the year ended March 31, 2018 were  INR  167,520  and  INR  12,499,038  and  during  the  year  ended  March  31,  2019  were  INR  148,334  (US$  2,145)  and  INR  13,581,995  (US$  196,385), respectively. Securities that the Company has positive intent and ability to hold until maturity are classified as held-to-maturity securities and stated at amortized cost. As of March 31, 2018, and March 31, 2019, amortized cost of held-to-maturity investments was INR 7,041 and INR 7,408 (US$ 107), respectively. The maturity date of the investment is February 3, 2020. Realized gains and losses and a decline in value judged to be other than temporary on these investments are included in the consolidated statements of operations. The cost of securities sold or disposed is determined on First In First Out (“FIFO”) method. (h) Accounts receivable, net The Company’s accounts receivables are generated by selling energy to customers and are reported net of any allowance for uncollectible accounts. The allowance for doubtful accounts is based on various factors, including the length of time receivables are past due, significant one-time events, the financial health of customers and historical experience. The allowance for doubtful accounts at March 31, 2018 and 2019 was INR 128,559 and INR 40,208 (US$ 581), respectively. Accounts receivable serve as collateral for borrowings under the Company’s working capital facility, described in Note 10. (i) Property, plant and equipment Property, plant and equipment represents the costs of completed and operational solar power plants, as well as the cost of furniture and fixtures, vehicles, office and computer equipment, leasehold improvements, freehold land and construction in progress. Construction in progress represents the accumulated cost of solar power plants that have not been placed into service at the date of the balance sheet. Construction in progress includes the cost of solar modules for which the Company has taken legal title, civil engineering, electrical and other related costs incurred during the construction of a solar power plant. Construction in progress is reclassified to property, plant and equipment when the project begins its commercial operations. Property, plant and equipment are stated at cost, less accumulated depreciation  and impairment  losses. Depreciation is calculated  using the straight-line method over the assets’ estimated useful lives as follows: Plant and machinery (solar power plants) Furniture and fixtures Vehicles Office equipment Computers F-10 25-35 years 5 years 5 years 5 years 3 years                   Effective October 1, 2018, the Company extended the estimated useful life of most of its utility scale projects from 25 years to 35 years. This change in estimate was based on the Company’s technical evaluations and tests, through which the Company estimated that its solar modules will continue to generate power for at least 35 years at high efficiency levels. The Company has revised the useful life effective October 1, 2018, this has resulted in reduction of depreciation and amortization expense by INR 267,390 (US$ 3,866 ). Leasehold improvements to office facilities are depreciated over the shorter of the lease period or the estimated useful life of the improvement. Lease hold improvements on the solar power plant sites are depreciated over the shorter of the lease term or the remaining period of the PPAs undertaken with the respective customer. Freehold land is not depreciated. Construction in progress is not depreciated until it is ready to be put to use. Improvements to property, plant and equipment deemed to extend the useful economic life of an asset are capitalized. Maintenance and repairs that do not improve efficiency or extend the estimated economic life of an asset are expensed as incurred. Additional capacity, if any, added to property plant and equipment is depreciated over the remaining estimated useful live. Capitalized interest Interest incurred on funds borrowed to finance construction of solar power plants is capitalized until the plant is ready for its intended use. The amount of interest capitalized during the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 was INR 256,802, INR 383,884 and INR 467,170 (US$ 6,755), respectively. (j) Accounting for impairment of long-lived assets The  Company  periodically  evaluates  whether  events  have  occurred  that  would  require  revision  of  the  remaining  useful  life  of  property,  plant  and equipment and improvements, or render their carrying value not recoverable. If such circumstances arise, the Company uses an estimate of the undiscounted value of expected future operating cash flows to determine whether the long-lived assets are impaired. If the aggregate undiscounted cash flows are less than the carrying amount of the assets, the resulting impairment charge to be recorded is calculated based on the excess of the carrying value of the assets over the fair value of such assets, with the fair value determined based on an estimate of discounted future cash flows, appraisals or other valuation techniques. There were no impairment charges related to long-lived assets recognized during the years ended March 31, 2018 and 2019. (k) Leases and land use rights Certain of the Company’s leases relate to leasehold land on which the solar power plants are constructed and for office facilities. Leases are reviewed for capital or operating classification at their inception under the guidance of ASC Topic 840 Leases . The expense for leases classified as operating leases is recorded as rent expense on a straight-line basis, over the lease term, beginning with the date the Company has access to the property. Land use rights represent lease prepayments to the lessor. Land use rights are carried at cost less accumulated amortization. Amortization is provided to write-off the cost of these prepayments on a straight-line basis over the period of the lease or the PPA, whichever is shorter. The Company did not have any capital leases during any of the periods presented in the accompanying consolidated financial statements. (l) Asset retirement obligations (ARO) Upon the expiration of the land lease arrangement for solar power plants located on leasehold land, the Company is required to remove the solar power plant and restore the land. The Company records the fair value of the liability for the legal obligation to retire the asset in the period in which the obligation is incurred, which is generally when the asset is constructed. When a new liability is recognized, the Company capitalizes it by increasing the F-11   carrying  amount  of  the  related  long-lived  asset,  which  results  in  an  ARO  asset  being  depreciated  over  the  remaining  useful  life  of  the  solar  power  plant.  The liability is accreted and expensed to its present expected future value each period based on a credit adjusted risk free interest rate. Upon settlement of the obligation, the Company eliminates the liability and, based on the actual cost to retire, may incur a gain or loss. The Company’s asset retirement obligations were INR 356,649 and INR 665,146 (US$ 9,617) as of March 31, 2018 and 2019, respectively. The accretion expense incurred during the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 was INR 9,329, INR 18,369 and INR 23,047 (US$ 333), respectively. The depreciation expense incurred during the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019 was INR 4,146, INR 8,164 and INR 10,243 (US$ 148), respectively. There was no settlement of prior liabilities or revisions to the Company’s estimated cash flows as of March 31, 2019. Beginning balance Addition during the year Liabilities settled during the year Accretion expense during the year Ending balance (m) Software 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (US$) 242,980 95,300      —      18,369      356,649 356,649 285,450      —      23,047      665,146 5,157 4,127  —  333  9,617 The Company capitalizes certain internal software development cost under the provision of ASC Topic 350-40 Internal-Use Software -. As of March 31, 2019,  the  amount  capitalized  as  software  includes  the  cost  of  software  licenses,  as  well  as  related  implementation  costs,  which  primarily  relate  to  third  party consulting fees. Such license and implementation costs are capitalized and amortized over their estimated useful lives of three years using the straight-line method. On  an  ongoing  basis,  the  Company  assesses  the  recoverability  of  its  capitalized  software  intangible  assets.  Capitalized  software  costs  determined  to  be unrecoverable are expensed in the period in which the determination is made. As of March 31, 2019, all capitalized software were considered fully recoverable. (n) Debt financing costs Financing costs incurred in connection with obtaining construction and term financing loans are deferred and amortized over the term of the respective loan  using  the  effective  interest  rate  method.  Amortization  of  debt  financing  costs  is  capitalized  during  construction  and  recorded  as  interest  expense  in  the consolidated statements of operations, following commencement of commercial operations of the respective solar power plants. Amortization of debt financing costs for the year ended March 31, 2017, March 31, 2018 and 2019 was INR 114,085, INR 747,520 and INR 266,814 (US$ 3,858), respectively. The carrying value of debt financing costs as on March 31, 2018 and 2019 was INR 827,539 and INR 850,715 (US$ 12,298). See Note 10. Further the Company has paid INR 593,897 (US$ 8,587), for the commitments not yet drawn. See note 9. (o) Income taxes Income  taxes  are  recorded  under  the  asset  and  liability  method,  as  prescribed  under  ASC  Topic  740  Income  Taxes,  whereby  deferred  tax  assets  and liabilities  are  recognized  for  the  future  tax  consequences  attributable  to  differences  between  the  financial  statement  carrying  amounts  of  existing  assets  and liabilities and their respective tax base. Deferred tax assets and liabilities are measured using enacted tax rates expected to apply to taxable income in the years in which those temporary differences are expected to be recovered or settled. F-12                   The Company establishes valuation allowances against its deferred tax assets when it is more likely than not that all or a portion of a deferred tax asset will not be realized. The  computation  of  tax  liabilities  involves  dealing  with  uncertainties  in  the  application  of  complex  tax  regulations.  The  Company  applies  a  two-step approach to recognize and measure uncertainty in income taxes in accordance with ASC Topic 740. The first step is to evaluate the tax position for recognition by determining if the weight of available evidence indicates that it is more likely than not that the position will be sustained on audit, including resolution of related appeals or litigation processes, if any. The second step is to measure the tax benefit as the largest amount which is more than 50% likely of being realized upon ultimate settlement through March 31, 2019, the Company does not have any unrecognized tax benefits nor has it recognized any interest or penalties. (p) Employee benefits Defined contribution plan Eligible  employees  of  the  Company  in  India  receive  benefits  from  the  Provident  Fund,  administered  by  the  Government  of  India,  which  is  a  defined contribution  plan.  Both  the  employees  and  the  Company  make  monthly  contributions  to  the  Provident  Fund  equal  to  a  specified  percentage  of  the  eligible employees’ salary. The  Company  has  no  further  funding  obligation  under  the  Provident  Fund,  beyond  the  contributions  elected  or  required  to  be  made  thereunder. Contributions to the Provident Fund by the Company are charged to expense in the period in which services are rendered by the covered employees and amounted to INR 15,734, INR 26,201 and INR 31,710 (US$ 459) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. Defined benefit plan Employees in India are entitled to benefits under the Gratuity Act, a defined benefit post-employment plan covering eligible employees of the Company. This plan provides for a lump-sum payment to eligible employees at retirement, death, and incapacitation or on termination of employment, of an amount based on the respective employee’s salary and tenure of employment. As of March 31, 2019, this plan is unfunded. Current service costs for defined benefit plans are accrued in the period to which they relate. In accordance with ASC Topic 715, Compensation Retirement Benefit- , the liability in respect of defined benefit plans is calculated annually by the Company using the projected unit credit method and amounted to INR 23,145 and  INR  32,634  (US$  472)  as  of  March  31,  2018  and  2019,  respectively.  Prior  service  cost,  if  any,  resulting  from  an  amendment  to  a  plan  is  recognized  and amortized over the remaining period of service of the covered employees. Interest costs for the period ended March 31, 2018 and 2019 were not significant. Compensated absences The Company recognizes its liabilities for compensated absences in accordance with ASC Topic 710, Compensation-General . The Company accrues the liability for its employee rights to compensated absence in the year in which it is earned. Post-retirement benefit Eligible employees of the Company in India receive benefits from the employees retirement policy of the Company, on attaining the age of 58 years or if employees served the Company for 10 years or more and has attained the age of 40 years or above, shall receive one-time payment of ten months’ salary at the time of retirement. Current retirement benefit cost are accrued in the period to which they relate. In accordance with ASC Topic 715, Compensation Retirement Benefit , the liability in respect of benefit plans is calculated annually by the Company using the projected unit credit method and amounted to INR 10,727 (US$ 155) as of March 31, 2019. F-13   ( q) Revenue recognition Sale of power consists of solar energy sold to customers under long term Power Purchase Agreements (PPAs), which generally have a term of 25 years. Our customers are generally power distribution companies and, to a lesser extent, commercial and industrial enterprises. The Company recognizes revenue on PPAs when the solar power plant generates power and is supplied to the customer in accordance with the respective PPA. The company recognize revenue each period based on the volume of solar energy supplied to the customer at the price stated in the PPA once the solar energy kilowatts are supplied and collectability is reasonably assured. The solar energy kilowatts supplied by the Company are validated by the customer prior to billing and recognition of revenue. Where PPAs include scheduled price changes, revenue is recognized by applying the average rate to the energy output estimated over the term of the PPA. The  Company  estimates  the  total  kilowatt  hour  units  expected  to be  generated  over  the  entire  term  of the  PPA. The  contractual  rates  are  applied  to  this  annual estimate to determine the total estimated revenue over the term of the PPA. The Company then uses the total estimated revenue and the total estimated kilo-watt hours to compute the average rate used to record revenue on the actual energy output supplied. The Company compares the actual energy supplied to the estimate of  the  energy  expected  to  be  generated  over  the  remaining  term  of  the  PPA  on  a  periodic  basis,  but  at  least  annually.  Based  on  this  evaluation,  the  Company reassesses the energy output estimated over the remaining term of the PPA and adjusts the revenue recognized and deferred to date. Through March 31, 2019, the adjustments have not been significant. The difference between actual billing and revenue recognized is recorded as deferred revenue. The  Company  also  records  the  proceeds  received  from  Viability  Gap  Funding  (‘VGF’)  on  fulfilment  of  the  underlying  conditions  as  deferred  revenue. Such deferred VGF revenue is recognized as sale of power in proportion to the actual sale of solar energy kilowatts during the period to the total estimated sale of solar energy kilowatts during the tenure of the applicable power purchase agreement pursuant to the revenue recognition policy. The Company adopted “ASC Topic 606” Revenue from Contracts with Customers, being effective for fiscal years, and interim periods within those fiscal years,  beginning  after  December  15,  2017.  The  Company  adopted  the  guidance  effective  April  1,  2018  using  the  modified  retrospective  approach,  which  was applied  to  those  contracts  which  were  not  completed  as  of  April  1,  2018.  Under  Topic  606,  total  consideration  for  PPA’s  with  scheduled  price  changes  (price escalation in one of the solar power plant with 50 MWs of operating capacity and price decrease in one of the solar power plant with 10 MW of operating capacity) and for significant financing components, is estimated and recognized over the term of the agreement. Price escalations create an unbilled receivable and the price decreases create deferred revenue. The time value of the significant financing component is recorded as interest expense. The Company uses the discount rate that would be reflected in a separate financing transaction between the entity and its customer at contract inception and recognizes the revenue amount on a straight-line basis over the term of the PPAs, and interest expense using the effective interest rate method. The Company also recognizes incremental costs incurred to obtain a contract in Other Assets in the consolidated balance sheet. These amounts are amortized on a straight-line basis over the term of the PPAs, and are included as a reduction to revenue in the consolidated statements of operations. The results of reporting periods beginning April 1, 2018, are presented in accordance with ASC Topic 606 and the prior period amounts are reported in accordance  with  ASC  Topic  605,  Revenue  Recognition.  Upon  adoption  of  ASC  Topic  606,  and  by  availing  the  exemption  under  the  modified  retrospective approach, the Company recorded a cumulative adjustment to accumulated deficit amounting to INR 218,414 (US$ 3,158) as of April 1, 2018, net of deferred tax effect and INR 99,461 (US$ 1,438) was recorded as unbilled receivable, a reclassification of INR 146,106 (US$ 2,113) from property plant and equipment relating to  contract  acquisition  cost,  and  INR  415,778  (US$  6,012)  as  deferred  revenue.  Adoption  of  ASC  Topic  606  did  not  result  in  any  material  impact  in  the Consolidated Statement of Operations and deferred tax asset or liability as the impact is reversed within the tax holiday period. F-14   Contract balances The  following  table  provides  information  about  receivables,  unbilled  receivables,  contract  acquisition  cost  and  deferred  revenue  from  customers  as  at March 31, 2018 and 2019, respectively. Current assets Accounts receivable, net Non-current assets Unbilled receivable Contract acquisition cost Current liabilities Deferred revenue Non-current liabilities Deferred revenue 2018 INR As at March 31, 2019 INR 2019 US$ 2,223,455      3,307,076      47,818  —      —      123,550      152,484      1,786  2,205  79,192      99,065      1,432  1,563,732      1,800,155      26,029 Deferred revenue Balance as of April 1, 2018 Increased as a result of additional cash received against ‘VGF' Deferred revenue recognized Amount recognized into revenue Closing as of March 31, 2019 INR 1,500,376 414,055      83,749      (98,960)     1,899,219 US$ 21,694 5,987  1,211  (1,431) 27,461 Accounts receivable – from sale of power consist of accrued revenues due under the PPA, based on the sale of power transferred to the customer, generally requiring payment within 30 to 60 days of sale. As per terms of PPA, payment is unconditional once performance  obligations have been satisfied and does not contains any future, unsatisfied performance obligation to be included in this disclosure. (r) Cost of operations (exclusive of depreciation and amortization) The Company’s cost of operations consists of expenses pertaining to operations and maintenance of its solar power plants. These expenses include payroll and related costs for maintenance staff, plant maintenance, insurance, and if applicable, lease costs. Depreciation  expense  is  not  included  in  cost  of  operations  but  is  included  within  “Depreciation  and  amortization  expense”,  shown  separately  in  the consolidated statements of operations. (s) General and administrative expenses General  and  administrative  expenses  include  payroll  and  related  costs  for  corporate,  finance  and  other  support  staff,  including  bonus  and  share  based compensation expense, professional fees and other corporate expenses. (t) Share based compensation The Company follows guidance under ASC Topic 718, Compensation — Stock Compensation , which requires compensation costs related to share-based transactions,  including  employee  share  options,  to  be  recognized  in  the  financial  statements  based  on  their  fair  value.  The  Company  recognizes  compensation expense for equity share options net of estimated forfeitures. Forfeitures are estimated at the time of grant and revised, if necessary, in subsequent periods if actual forfeitures differ from those estimates. Share-based compensation is included in general and administrative expenses and recognized in the consolidated statements of operations based on awards ultimately expected to vest. F-15                                           The  Company  has  elected  to  use  the  Black-Scholes-Merton  valuation  model  to  determine  the  fair  value  of  share-based  awards  on  the  date  of  grant  for employee share options with a fixed exercise price and fixed service-based vesting. The Company has elected to use the Lattice valuation model to determine the fair value of share-based awards on the date of grant for employee share options with a market condition. Effective November 2018, the Company revised the exercise price of 692,507 options to US$ 11.90 per option. The impact to share-based compensation expense on account of the revision in the exercise price is not material. The share-based compensation expense related to share options is recorded as a component of general and administrative expenses in the Company’s consolidated statements of operations and totalled INR 25,060 and INR 82,699 (US$ 1,196) for the years ended March 31, 2018 and 2019, respectively. Refer to Note 19 for details on the Share based compensation. (u) Contingencies Liabilities for loss contingencies arising from claims, tax assessments, litigation, fines and penalties and other sources are recorded when it is probable that a liability has been incurred and the amount of the assessment and/or remediation can be reasonably estimated. Legal costs incurred with respect to these items are expensed as incurred. (v) Fair value of financial instruments ASC Topic 820, Fair Value Measurements and Disclosures -, defines fair value as the price at which an asset could be exchanged or a liability transferred in an orderly transaction between knowledgeable, willing parties in the principal or most advantageous market for the asset or liability. Where available, fair value is  based  on  observable  market  prices  or  derived  from  such  prices.  Where  observable  prices  or  inputs  are  not  available,  valuation  models  are  applied.  These valuation techniques involve some level of management estimation and judgment, the degree of which is dependent on the price transparency for the instruments or market and the instruments’ complexity. (w) Derivatives and Hedging In the normal course of business, the Company uses derivative instruments for the purpose of mitigating the exposure from foreign currency fluctuation risks associated with forecasted transactions denominated in certain foreign currencies and to minimize earnings and cash flow volatility associated with changes in foreign  currency  exchange  rates,  and  not  for  speculative  trading  purposes.  These  derivative  contracts  are  purchased  within  the  Company’s  policy  and  are  with counterparties that are highly rated financial institutions. Contracts designated as Cash Flow Hedge Cash flow hedge accounting is followed for derivative instruments to mitigate the exchange rate risk on foreign currency denominated debt instruments. Changes  in  fair  value  of  derivative  contracts  designated  as  cash  flow  hedges  are  recorded  in  other  comprehensive  income/(loss),  net  of  tax,  until  the  hedge transactions occurs. The Company evaluates hedge effectiveness of cash flow hedges at the time a contract is entered into as well as on an ongoing basis or as required. The effective portion of cash flow hedge is recorded in Other Comprehensive Income and the ineffective portion is charged as expense through profit and loss. The cost of hedge is recorded as an expense over the period of the contract on a straight-line basis. Undesignated contracts Changes in fair value of undesignated derivative contracts are reported directly in earnings along with the corresponding transaction gains and losses on the items being economically hedged. The Company enters into foreign exchange currency contracts to mitigate and manage the risk of changes in foreign exchange rates. These foreign exchange derivative contracts were entered into to hedge the fluctuations in foreign exchange rates for recognized balance sheet items such as the Company’s U.S. dollar denominated borrowings. The Company has not designated the F-16   derivative  contracts  as  hedges  for  accounting  purposes.  Realized  gains  (losses)  and  changes  in  the  fair  value  of  these  foreign  exchange  derivative  contracts  are recorded in Loss (gain) on foreign currency exchange, net in the consolidated statements of operations. These derivatives are not held for speculative or trading purposes. (x) Segment information Operating  segments  are  defined  as  components  of  a  company  about  which  separate  financial  information  is  available  that  is  evaluated  regularly  by  the chief operating decision  maker, or decision making group, in deciding how to allocate  resources  and in assessing performance.  The Company’s chief executive officer is the chief operating decision maker. Based on the financial information presented to and reviewed by the chief operating decision maker in deciding how to allocate the resources and in assessing the performance of the Company, the Company has determined that it has a single operating and reporting segment: Sale of power. The Company’s principal operations, revenue and decision-making functions are located in India. (y) Non-controlling interest The non-controlling interest recorded in the consolidated financial statements relates to (i) a 0.83% ownership interest in a subsidiary, a 10MW Gujarat power plant, not held by the Company, (ii) a 49.00% ownership interest in a subsidiary, a 50MW Uttar Pradesh power plant, not held by the Company and (iii) a 0.01% ownership interest in Azure Power India Private Limited (“AZI”) not held by the Company. As of March 31, 2019, the Company recorded a non-controlling interest  amounting  to  INR  267,512  (US$  3,868)  including  INR  60,094  (US$  869)  of  net  profit  for  the  year  ended  March  31,  2019.  As  of  March  31,  2018,  the Company recorded a non-controlling interest amounting to INR 1,157,912 including INR 201,547 of net loss for the year. During  March  2019,  the  Company  paid  INR  1,474,454  (US$  21,191),  to  purchase  48.37%  ownership  interest  in  a  subsidiary,  with  a  150  MW  Punjab project, which was not held by the Company previously. (z) Redeemable non-controlling interest During the year ended March 31, 2018, the Company bought the equity interest held by the investor in the subsidiary for consideration of INR 397,312. The Company has adjusted the carrying amount of the redeemable non-controlling interest to the redemption value on the date of transaction and upon completion of the transaction, the Company owns 100% of the power plant. (aa) Recent accounting pronouncements During February 2016, the FASB issued ASU 2016‑02, Leases (Topic 842). There have been further amendments, including practical expedients, with the issuance of ASU 2018-01 in January 2018, ASU 2018-11 in July 2018 and ASU 2018-20 in December 2018. The amended guidance requires recognition of lease assets  and  lease  liabilities  on  the  balance  sheet  for  those  leases  with  terms  in  excess  of  12  months.  The  Company  plans  to  adopt  this  ASU  using  the  modified retrospective method with a cumulative adjustment to its retained earnings. The ASU is applicable for all reporting periods beginning on or after December 15, 2018 (April 1, 2019 for the Company). At transition, lessees and lessors may elect to apply a package of practical expedients permitting entities not to reassess: (i) whether any expired or existing contracts  are  or  contain  leases;  (ii)  lease  classification  for  any  expired  or  existing  leases  and  (iii)  whether  initial  direct  costs  for  any  expired  or  existing  leases qualify for capitalization under the amended guidance. These practical expedients must be elected as a package and consistently applied. The Company plans to apply  the  package  of  practical  expedients  upon  adoption.  The  Company  has  completed  preliminary  assessment  for  evaluating  the  impact  of  the  guidance  and anticipates that its adoption will result in recognition of right-to-use of assets and lease liabilities for leases in effect at the transition date. F-17   In October 2018, the FASB issued ASU No. 2018-16, Derivatives and Hedging (Topic 815), Inclusion of the Secured Overnight Financing Rate ("SOFR") Overnight Index Swap ("OIS") Rate as a Benchmark Interest Rate for Hedge Accounting Purposes, which adds the OIS rate based on the SOFR as a benchmark interest rate for hedge accounting purposes. Adoption of the ASU 2018-16 will not have any material impact on the Company's consolidated financial statements. Other recent accounting pronouncements issued by the FASB (including its Emerging Issues Task Force) and the United States Securities and Exchange Commission did not or are not believed by management to have a material impact on the Company’s present or future financial statements. 3. Cash and cash equivalents Cash and cash equivalents consist of the following: Bank deposits Term deposits Total 4. Restricted cash Restricted cash consists of the following: Bank deposits Term deposits Restricted cash — current Restricted cash — non-current 5. Accounts receivable Accounts receivable, net consists of the following: Accounts receivable Less: Allowance for doubtful accounts Total 2018 (INR) 1,631,861      6,714,665      8,346,526 As of March 31, 2019 (INR) 2,541,783      7,995,798      10,537,581 2019 (US$) 36,752  115,613  152,365 2018 (INR) 2,406,569      329,926      2,736,495 2,406,569      329,926 As of March 31, 2019 (INR) 2,167,827      1,280,323      3,448,150 2,167,827      1,280,323 2019 (US$) 31,345  18,512  49,857 31,345  18,512 2018 (INR) 2,352,014      (128,559)     2,223,455 As of March 31, 2019 (INR) 3,347,284      (40,208)     3,307,076 2019 (US$) 48,399  (581) 47,818 F-18                                                 Activity for the allowance for doubtful accounts receivable is as follows: Balance at the beginning of the year Provision for doubtful accounts Provision written off Balance at the end of the year 6. Prepaid expenses and other current assets Prepaid expenses and other current assets consist of the following: Derivative asset - current (Note 21) Interest receivable on term deposits Balance with statutory authorities Prepaid assets Advance to suppliers Other Total 7. Property, plant and equipment, net Property, plant and equipment, net consist of the following: 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) 44,478      84,081      —      128,559 128,559      40,208      (128,559)     40,208 1,859  581  (1,859) 581 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) 48,837      251,273      483,614      177,467      112,897      40,394      1,114,482 —      242,845      745,524      221,900      109,877      60,168      1,380,314 —  3,511  10,780  3,208  1,589  870  19,958 Plant and machinery (solar power plants) Leasehold improvements — solar power plant Furniture and fixtures Vehicles Office equipment Computers Leasehold improvements — office Less: Accumulated depreciation Freehold land Construction in progress Total 25-35      25      5      5      5      3      1-3      Estimated Useful Life (in years) 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 70,027,952      4,392,401      10,721      69,982      20,145      66,628      117,079      74,704,908 6,460,467      68,244,441 2,482,519      12,717,569      83,444,529 47,978,808      3,192,794      8,648      46,815      18,789      51,238      109,940      51,407,032 4,346,546      47,060,485 2,176,920      7,343,295      56,580,700 2019 (US$) 1,012,550  63,511  155  1,012  291  963  1,693  1,080,175 93,413  986,762 35,895  183,886  1,206,543 Depreciation  expense  on  property,  plant  and  equipment  was  INR  1,036,029,  INR  1,861,951  and  INR  2,113,921  (US$  30,566)  for  the  years  ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. F-19                                                                                                                  Effective October 1, 2018, the Company extended the estimated useful life of most of its utility scale projects from 25 years to 35 years. This change in estimate was based on the Company’s technical evaluations and tests, through which the Company estimated that its solar modules will continue to generate power for at least 35 years at high efficiency levels. Since the Company has revised the useful life effective October 1, 2018, this has resulted in reduction of depreciation and amortization expense by INR 267,390 (US$ 3,866). The Company has received government grants for the construction of rooftop projects amounting to, INR 50,378 and INR 29,891 (US$ 432) for the years ended  March  31,  2018  and  2019,  respectively.  The  proceeds  from  these  grants  have  been  recorded  as  a  reduction  to  the  carrying  value  of  the  related  rooftop projects. 8. Software, net   Software licenses and related implementation costs Less: Accumulated amortization Total Estimated Useful Life (in years) 3 Years    2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 75,053      35,251      39,802 122,178      58,463      63,715 2019 (US$) 1,767  846  921 Aggregate amortization expense for software was INR 10,536, INR 11,684 and INR 23,212 (US$ 336) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. Estimated amortization expense for the years ending March 31, 2020, 2021, and 2022 is INR 31,265, INR 22,394 and INR 9,950, respectively. 9. Other assets Other assets consist of the following:  Prepaid income taxes Derivative asset (Note 21) Interest receivable on term deposits Security deposit to related party (Note 18) Security deposit to others Land use rights Contract acquisition cost Unbilled receivables Prepaid debt financing cost Other Total 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) 171,304      —      —      2,160      123,316      113,209      —      —      46,800      42,864      499,653 307,005      2,220,434      66,694      —      402,463      329,730      152,484      123,550      593,897      72,205      4,268,462 4,439  32,107  964  —  5,819  4,768  2,205  1,786  8,587  1,044  61,719 F-20                                                                        10. Long term debt Long term debt, consists of the following:  Secured term loans: Foreign currency loans Indian rupee loans Other secured bank loan: Vehicle loan Total debt Less current portion Long-term debt Term loans 5.5% Senior Notes 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) 35,524,189      17,573,746      53,097,937 45,124,494      23,813,316      68,937,810 10,886      53,108,823 873,883      52,234,940 9,588      68,947,398 7,288,995      61,658,403 652,465  344,322  996,787 139  996,926 105,393  891,533 During  the  year  ended  March  31,  2018,  Azure  Power  Energy  Limited  (one  of  the  subsidiaries  of  APGL)  issued  5.5%  US$  denominated  Senior  Notes (“5.5% Senior Notes” or “Green Bonds”) and raised INR 31,260,069 net of discount of INR 8,601 at 0.03% and issuance expense of INR 585,832. The discount on issuance of the Green Bonds and the issuance expenses have been recorded as finance cost, using the effective interest rate method and the unamortized balance of such amounts is netted with the carrying value of the Green Bonds. The Green Bonds are listed on the Singapore Exchange Securities Trading Limited (SGX-ST). In accordance with the terms of the issue, the proceeds were used for repayment of project level loans. The interest on the 5.5% Senior Notes are payable on a semi-annual basis and the principal amount is payable in November 2022. As of March 31, 2019, the net carrying value of the Green Bonds as on March 31, 2019 was INR 34,123,119 (US$ 493,394). The Company has guaranteed the principal and interest repayments to the investors and the guarantee shall become ineffective on meeting certain financial covenants. The Green Bonds are secured by a pledge of Azure Power Energy Limited’s shares. Non-Convertible Debentures During the year ended March 31, 2018, the Company issued Non-Convertible Debentures in one of our subsidiaries and borrowed INR 1,864,584, net of issuance expense of INR 35,416. The debentures carry an interest rate of 12.30% per annum. The debentures are repayable in 11 equalized semi-annual instalments beginning September 2022 until September 2027 and interest payments are payable semi-annually commenced March 2018. The issuance expenses are amortized over the term of the contract using the effective  interest  rate method. As of March 31, 2019, the net carrying  value of the non-convertible  debentures  was INR 1,863,899 (US$ 26,951). During the year ended March 31, 2019, the Company issued Non-Convertible Debentures in one of our subsidiaries and borrowed INR 1,477,930 (US$ 21,370), net of issuance expense of INR 22,070 (US$ 319). The debentures carry an interest rate of 10.50% per annum. The debentures are repayable on the expiry of a period of 15 months from the date of allotment and interest payments are payable every three months commenced December 2018. The issuance expenses are amortized over the term of the contract using the effective interest rate method. The Non-Convertible debentures are collateralized with the shares of two of its subsidiaries in terms of the debentures deed. As of March 31, 2019, the net carrying value of the non-convertible debentures was INR 1,490,807 (US$ 21,556). F-21                                   During  the  year  ended  March  31,  2019,  the  Company  issued  Non-Convertible  Debentures  in  two  of  our  subsidiaries  and  borrowed  INR  547,996  (US$ 7,924), net of issuance expense of INR 14,044 (US$ 203). The debentures carry an interest rate of 10.32% per annum. The debentures are repayable on October 2024 and interest payments are payable every three months commencing from April 2019. The issuance expenses are amortized over the term of the contract using the  effective  interest  rate  method.  The borrowing  is  collateralized  by first  ranking  pari  paasu mortgage  charge  on all  immovable  and  movable  properties  of  the borrower. As of March 31, 2019, the net carrying value of the non-convertible debentures was INR 548,347 (US$ 7,929). Project level secured term loans Foreign currency loans The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 683,924 (US$ 9,889) which was borrowed for the financing of a 5 MW solar power project, which carries a fixed interest rate of 4.40%. The loan is repayable in 66 quarterly instalments commenced July 15, 2012. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 560,024 (US$ 8,098) as of March 31, 2019.    The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 3,040,316 (US$ 43,961), which was borrowed for the financing of a 35 MW solar power project, which carries a fixed interest rate of 4.07%. The loan is repayable in 36 semi-annual instalments which commenced on August 20, 2013. The borrowing is collateralized by underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 2,655,115 (US$ 38,391) as of March 31, 2019. During  the  year  ended  March  31,  2018,  the  company  entered  into  an  unsecured  credit  facility  commitment  for  financing  future  rooftop  solar  power projects, which carries a fixed interest rate of 4.42%. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 47,378 (US$ 685). The interest rate for the facility is fixed at lender’s base rate plus 2.25% per annum at the time of first disbursement. The loan is repayable in 54 quarterly instalments which commenced from  October  15,  2017.  The  borrowing  is  collateralized  by  the  underlying  solar  power  project  assets  with  a  net  carrying  value  of  INR  53,995  (US$  781)  as  of March 31, 2019. During the year ended March 31, 2019, the Company borrowed INR 4,674,908 as a project level bridge loan facility for the financing of a 260 MW solar power project. The facility carries a variable interest rate of LIBOR + 1.5% determined on semi-annual basis. The loan is repayable upon refinancing through a long-term debt. The borrowing is collateralized by pledge of 100% of the equity shares of the subsidiary and first charge on underlying solar power project of the subsidiary. Further, the Company has provided a guarantee for the facility. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 4,835,593 (US$ 69,919). During the year ended March 31, 2019, the Company borrowed INR 367,991 and INR 183,996, as project level financing for some of our rooftop projects. These facilities carry an interest rate of LIBOR + 2.75% and interest payments are payable every three months commencing from April 2019. The loan is repayable on October 15, 2024. The borrowing is collateralized by first ranking pari-paasu mortgage charge on all immovable and movable properties of the borrower. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 539,165 (US$ 7,796). The  Company  is  required  to  maintain  principal  and  interest,  both  as  defined  in  the  respective  agreements,  as  a  reserve  with  banks  specified  by  the respective lenders. Such amounts, totalling INR 268,464 and INR 304,299 (US$ 4,400) at March 31, 2018 and March 31, 2019, are classified as restricted cash on the consolidated balance sheets. Foreign currency loans are subject to certain financial and non-financial covenants. Financial covenants include cash flow to debt service, indebtedness to net worth ratio, debt equity ratio and maintenance of debt service balances. As of March 31, 2019, the Company is in compliance with all such covenants. Indian rupee loans The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 89,568 (US$ 1,295), borrowed for the financing of a 2.5 MW solar power project. The interest rate as of March 31, 2019 was 12.15% per annum. The loan is repayable F-22   in  29  semi-annual  instalments  which  commenced  on  January  15,  2014.  The  borrowing  is  collateralized  by  the  underlying  solar  power  project  assets  with  a  net carrying value of INR 128,576 (US$ 1,859) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 1,339,576 (US$ 19,369), borrowed for financing of a 30 MW solar power project from a consortium of bank led by Yes Bank, which carries a floating rate of interest at a respective lender’s lending rate plus 1.5% per annum. The loan is repayable in 58 quarterly instalments commenced December 2015. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 1,585,635 (US$ 22,927) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 1,408,228 (US$ 20,362), borrowed for financing of a 28 MW solar power project, which has  been  refinanced  from  L&T  Finance  and  United  Bank  of  India  and  unamortized  carrying  value  of  ancillary  cost  of  borrowing  was  expensed.  The  floating interest rate at L&T PLR less spread 4.9% (as on date of disbursement) and for United Bank of India, the rate is at L&T PLR less 4.5%, the interest is fixed for first 5 years. The loan is repayable in 72 quarterly instalments commenced October 1, 2016. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 1,356,688 (US$ 19,617) as of March 31, 2019. During  the  year  ended  March  31,  2018,  the  Company  borrowed  INR 413,300  for  financing  of  a  14 MW  solar  power  project  from  Indusind  Bank.  The floating interest rate is MCLR plus 1.45% per annum. The loan is repayable in 55 quarterly instalments commenced June 30, 2018. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 495,899 (US$ 7,170) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 388,596 (US$ 5,619). During  the  year  ended  March  31,  2018,  the  Company  borrowed  INR  1,614,100  for  financing  of  a  40  MW  solar  power  project  from  Indian  Renewable Energy Development Agency (IREDA). The floating interest rate at rate of interest for Grade-III borrower as per credit risk rating system of IREDA and external grading of Grade-III. The loan is repayable in 60 quarterly instalments commencing September 2018. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project  assets  with  a  net  carrying  value  of INR 1,799,823 (US$ 26,024)  as  of  March  31, 2019. The  net  carrying  value  of the  loan  as  of  March  31,2019 is  INR 1,470,583 (US$ 21,263). During  the  year  ended  March  31,  2018,  the  Company  borrowed  INR  375,000  for  financing  of  a  7  MW  solar  power  project  from  PTC  India  Financial Services. The floating interest rate at PFS reference rate less 3.5%. The loan is repayable in 63 quarterly instalments commenced December, 2017. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 388,738 (US$ 5,621) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 339,085 (US$ 4,903). During the year ended March 31, 2018, the Company borrowed INR 2,300,000 for financing of a 50 MW solar power project, from PTC India Financial Services. The floating interest rate at PFS reference rate less 3.5%. The loan is repayable in 63 quarterly instalments commenced September 2018. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 2,518,454 (US$ 36,415) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 2,161,133 (US$ 31,248). During the year ended March 31, 2018, the Company borrowed INR 2,287,200 for financing of a 50 MW solar power project, from PTC India Financial Services.  The  floating  interest  rate  at  PFS  reference  rate  less  3.25%.  During  March  2019,  loan  amount  of  INR  1,500,000  was  refinanced  from  Tata  Cleantech Capital Limited. The floating interest rate at TCCL Prime Lending Rate less 4.9%. The loan is repayable in 63 quarterly instalments commenced September 2018. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 2,518,454 (US$ 36,415) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 2,091,743 (US$ 30,245). The net carrying value of the loan as of March 31, 2019 is INR 461,905 (US$ 6,679), borrowed for financing of a 10 MW solar power project, from Rural Electrification Corporation Limited (REC). The rate of interest shall be applicable for a Grade-III borrower for the financing will reset after 10 years. The floating interest rate is at REC lending rate. The loan is repayable in 60 quarterly instalments commencing June 2017. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 554,982 (US$ 8,025) as of March 31, 2019. F-23   During the year ended March 31, 2018, the Company borrowed INR 3,800,000 for financing 100 MW solar power project and was refinanced with a new loan  during  September  2017  from  Indian  Renewable  Energy  Development  Agency  (IREDA).  The  floating  interest  rate  at  Grade-II  as  per  IREDA.  The  loan  is repayable in 73 quarterly instalments commenced June 2018. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of INR 5,117,991 (US$ 74,002) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 5,508,657 (US$ 79,651). During the year ended March 31, 2019, the Company borrowed INR 1,070,000 for financing 200 MW solar power project from Yes Bank. The floating interest rate at MCLR plus 0.55%. The loan is repayable in 74 quarterly instalments commencing March 2020. The borrowing is collateralized by the underlying under construction solar power project assets with a net carrying value of INR 6,662,878 (US$ 96,340) as of March 31, 2019. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 1,047,846 (US$ 15,151). During the year ended March 31, 2019, the Company borrowed INR 3,530,000 for financing 100 MW solar power project, from L&T Finance. The loan is repayable within two years from the date of drawdown. The borrowing is collateralized by the underlying solar power project assets with a net carrying value of the asset. The floating interest rate at L&T PLR less spread 4.65% The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 3,488,742 (US$ 50,445). During the year ended March 31, 2019, the Company borrowed INR 124,120 (US$ 1,795) as External Commercial Borrowings for some of our rooftop projects from International Financial Corporation (‘IFC’). These facilities carry an interest rate of 10.74% and interest payments are payable every three months commencing  from  April  2019.  The  borrowing  is  collateralized  by  first  ranking  pari-paasu  mortgage  charge  on  all  immovable  and  movable  properties  of  the borrower. The loan is repayable on October 15, 2024. The net carrying value of the loan as of March 31,2019 is INR 120,939 (US$ 1,749). As  of  March  31,  2019,  the  Company  has  unused  commitments  for  long-term  financing  arrangements  amounting  to  INR  10,158,901  (US$  146,890)  for solar power projects. Trade credit As  of  March  2019,  the  Company  had  entered  into  multiple  buyer’s  credit  facilities  amounting  to  INR  1,596,070  (US$  22,801).  These  facilities  carry  a floating interest rate of LIBOR+ 0.5%, for its solar power projects. The trade credits shall to be repaid in 2.7 -2.8 years from the date of shipment with semi-annual interest payments. From December till January 2019, the Company had entered into buyer’s credit facility amounting to INR 281,120 (US$ 4,016) at six months LIBOR plus 0.8% spread, for some of its operational SPV’s. Short term In February 2017, the Company entered into a revolving credit facility in the amount of INR 2,500,000. The facility was closed in September 2018. For  the  year  ended  March  31,  2019,  the  Company  entered  into  a  revolving  credit  facility  in  the  amount  of  INR  500,000,  from  Reliance  Commercial finance.  The company has drawn the whole facility  as of March 31, 2019. Borrowings under this facility  are repayable  within 12 months of disbursement.  The floating interest rate at respective lender’s PLR rate minus 5.5%. The unamortized balance of debt financing cost as of March 31, 2019 is INR 4,460 (US$ 67). For the year ended March 31, 2019, the Company entered into a short-term credit facility in the amount of INR 2,500,000. Borrowings under this facility are repayable within 12 months of disbursement. The company has drawn INR 1,400,000 as of March 31, 2019. The facility bears an interest rate of 11.25%. The unamortized balance of debt financing cost as of March 31, 2019 is INR 5,423 (US$ 78). F-24   For the year ended March 31, 2019, the Company entered into working capital facility in the amount of INR 1,950,000. The company has drawn the whole facility  during  the  year  out  of  which  INR  1,010,000  was  repaid  as  of  March  31,  2019.  Borrowings  under  this  facility  are  repayable  within  12  months  of disbursement,  unless  renewed  by  the  lenders  thereafter,  which  the  facility  will  be  available  till  July  2022.  The  facility  bears  an  interest  rate  of  12.50%.  The unamortized balance of debt financing cost as of March 31, 2019 is INR 5,094 (US$ 74). Generally, under the terms of the loan agreements entered into by the Company’s project subsidiaries, the project subsidiaries are restricted from paying dividends to APGL if they default in payment of their principal, interest and other amounts due to the lenders under their respective loan agreements. Certain of APGL’s project subsidiaries also may not pay dividends to APGL out of restricted cash. The carrying value of debt financing costs as on March 31, 2018 and 2019 was INR 827,539 and INR 850,715 (US$ 12,298) for the above loans, which is amortized over the term of the contract using the effective interest rate method. As of March 31, 2019, the aggregate maturities of long-term debt are as follows: As of March 31, 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total: aggregate maturities of long-term debt Less: carrying value of unamortized debt    financing costs Net maturities of long-term debt Less: current portion of long-term debt Long-term debt Annual maturities* INR 7,277,068      4,560,982      2,944,433      36,088,821      1,431,288      17,480,746      69,783,338 (835,940)     68,947,398 (7,288,995)     61,658,403 US$ 105,221  65,948  42,574  521,816  20,695  252,758  1,009,012 (12,086) 996,926 (105,393) 891,533 * Long term debt (principal) obligations for foreign currency denominated borrowings have been translated to Indian rupees using the closing exchange rate as of March 29, 2019 as per Reserve Bank of India. 11. Income Taxes The individual entities within the Company file individual tax returns as per the regulations existing in their respective jurisdictions. The fiscal  year under the Indian Income Tax Act ends on March 31. A portion of the Company’s Indian operations  qualify for deduction from taxable income  because  its  profits  are  attributable  to  undertakings  engaged  in  development  of  solar  power  projects  under  section  80-IA  of  the  Indian  Income  Tax  Act, 1961. This holiday is available for a period of ten consecutive years out of fifteen years beginning from the year in which the Company generates power (“Tax Holiday Period”), however, the exemption is only available to the projects completed on or before March 31, 2017. The Company anticipates that it will claim the aforesaid  deduction  in  the  last  ten  years  out  of  fifteen  years  beginning  with  the  year  in  which  the  Company  generates  power  and  when  it  has  taxable  income. Accordingly, its current operations are taxable at the normally applicable tax rates. F-25                                         The Company had adopted the provisions of ASC Topic 740 as they relate to uncertain income tax positions. Tax exposures can involve complex issues and  may  require  extended  periods  to  resolve.  The  Company  does  not  have  any  uncertain  tax  positions  requiring  recognition.  The  Company  reassesses  its  tax positions in light of changing facts and circumstances, such as the closing of a tax audit, refinement of an estimate, or changes in tax codes. To the extent that the final  tax  outcome  of  these  matters  differs  from  the  amounts  recorded,  such  differences  will  impact  the  provision  for  income  taxes  in  the  period  in  which  such determination is made. The provision (benefit) for income taxes consists of the following: Current tax expense/(benefit)* Withholding Tax on interest on Inter-corporate debt Deferred income tax expense/(benefit) Total * Current tax on profit before tax. Income/(loss) before income taxes is as follows: Domestic operations Foreign operations Total Net deferred income taxes in the consolidated balance sheet is as follows: Deferred tax assets Less: valuation allowance Net deferred tax assets Deferred tax liability 2017 INR 509,083      —      383,250      892,333      Year ended March 31, 2019 INR 128,022    192,360      (167,570)     152,812      2018 INR (117,399)     133,715      (269,198)     (252,882)     (INR) US$ 1,851  2,781  (2,423) 2,210 March 31, 2017 (INR) 2018 (INR) 2019 (INR) 2019 (US$) (28,504)     (270,732)     (299,236) 61,995      (1,337,106)     (1,275,111) 261,588      29,717      291,305 3,782  430  4,212 2018 (INR) 1,767,733      (715,340)     1,052,393 892,138 March 31, 2019 (INR) 2,734,923      (328,398)     2,406,525 2,053,808 2019 (US$) 39,544  (4,748) 34,796 29,696 At March 31, 2019, the Company performed an analysis of the deferred tax asset valuation allowance. Based on the analysis, the Company has concluded that a valuation allowance offsetting the deferred tax assets is required as of March 31, 2019, on the basis that it is more likely than not that APGL itself will not be able to utilize the entirety of its net operating losses as it has no business operations of its own. Change in the valuation allowance for deferred tax assets as of March 31, 2018 and March 31, 2019 is as follows: Opening valuation allowance Valuation allowance on adoption of ASU 2016-16 Movement during the Year Closing valuation allowance F-26 2018 (INR) 12,845      1,154,053      (451,558)     715,340   March 31, 2019 (INR) 715,340      —      (386,942)    328,398      2019 (US$) 10,343  —  (5,595) 4,748                                                                     The significant components of the net deferred income tax assets and liabilities exclusive of amounts that would not have any tax consequences because they will reverse within the Tax Holiday Period, are as follows: Deferred tax assets: Net operating loss Tax on Inter — Company margin Deferred revenue Asset retirement obligation Depreciation and amortization Minimum alternate tax credit Allowance for doubtful accounts Other deductible temporary difference Valuation allowance Deferred tax liabilities: Depreciation and amortization Other comprehensive income Net deferred tax (liability) asset 2018 (INR) As of March 31, 2019 (INR) 2019 (US$) 550,923      500,474      216,225      79,325      957,272      456,152      15,541      59,410      (715,340)     1,428,914      205,129      315,881      141,523      827,576      767,307      13,976      83,312      (328,398)     (1,911,206)     (48,521)     160,255   (2,790,299)     (312,204)     352,717   20,661  2,966  4,567  2,046  7,218  11,095  202  1,205  (4,748) (35,597) (4,514) 5,101 The effective income tax rate differs from the amount computed by applying the statutory income tax rate to loss before income taxes as follows:  Statutory income tax (benefit)/expense Temporary differences reversing in the    Tax Holiday Period Taxes on intercompany transaction    reversing in the Tax Holiday Period Impact of changes in tax rate Permanent timing differences Valuation allowance created / (reversed)    during the year Other difference Total For the Year ended March 31, 2017 Tax (INR) (103,494)     2018 Tax (INR) (445,523)     % (34.60)%     2019 % (34.94)%     Tax (INR) 101,782      % 34.94%     US$ 1,472  223,897      74.87%     333,565      26.12%     303,660      (103.92)%     4,391  741,474      —      —      247.96%     —  —  —      112,547      116,739      —  8.83%     9.16%     —      —      28,895      —  —  9.92%     —  —  418  4,274      26,182      892,333   1.42%     8.55%     298.20%   (451,558)     81,348      (252,882)   (35.41)%     6.38  (19.8)%   (386,942)     105,417      152,812   (112.73)%     224.03%     52.24%   (5,595) 1,524  2,210 For the fiscal year ended March 31, 2019, the statutory income tax rate as per the Income Tax Act, 1961 is 34.61%. As of March 31, 2017, 2018, and 2019, deferred income taxes have not been provided for the Company’s share of undistributed net earnings of foreign operations due to management’s intent to reinvest such amounts indefinitely. Those earnings totalled INR 1,315,335 INR 1,572,635 and INR 989,554 (US$ 14,308) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. F-27                                                                                                                                                           12. Interest expense, net Interest expense, net consists of the following: Interest expense: CCDs Series E and G CCPS Term loans Bank charges and other# Interest income: Term and fixed deposits Gain on sale of investments Investments held-to-maturity Total 2017 (INR) 90,360      73,840      2,439,052      160,740      2,763,992   319,823      72,074      259      392,156   2,371,836   Year ended March 31, 2019 (INR) 2018 (INR) 2019 (US$) —      —      5,104,245      739,939      5,844,184   508,446      167,258      262      675,966   5,168,218   —      —      5,469,020      484,618      5,953,638   932,035      148,420      141      1,080,596   4,873,042   —  —  79,078  7,007  86,085 13,477  2,146  2  15,625 70,460 # Bank charges and other includes amortization of debt financing costs for the year ended March 31, 2017, March 31, 2018 and 2019 was INR 114,085, INR 747,520 and INR 266,814 (US$ 3,858), respectively. 13. Loss/(gain) on foreign currency exchange Loss/(gain) on foreign currency exchange consists of the following: Unrealized loss/ (gain) on foreign currency loans Realized gain on foreign currency loans Unrealized loss on derivative instruments Realized loss on derivative instruments Other loss/ (gain) on foreign currency exchange Total 14. Equity shares Equity shares 2017 (INR) (126,943)     (106,299)     61,862      123,792      (61,540)     (109,128)   Year ended March 31, 2019 (INR) 2018 (INR) 2019 (US$) 12,280      (74,080)     45,624      32,275      29,619      45,716   226,490      (47,896)     21,354      48,837      193,215      442,001   3,275  (693) 309  706  2,794  6,391 Equity shares have a par value of US$0.000625 per share at APGL. There is no limit on the number of equity shares authorized. As of March 31, 2018, and 2019, there were 25,996,932 and 41,040,028 equity shares issued and outstanding. During the year ended March 31, 2019, the Company issued 14,915,542 shares at US$ 12.50 per share, during its Follow-on Public Offering (FPO). The Company incurred underwriter fees, legal expenses, printing costs and other costs directly relating to its FPO of US$ 3,494, the Company accounted for such costs under ASC 340-10-599-1 (SAB Topic 5A) “Expenses of the Offering” as incremental costs directly attributable to an offering of equity shares. These costs were applied against the proceeds from the FPO. The FPO resulted in aggregate proceeds net of issuance expense of US$ 182,951. F-28                                                                                                                                   15. Earnings per share The Company calculates earnings per share in accordance with FASB ASC Topic 260 Earnings Per Share and FASB ASC Topic 260-10-45 Determining Whether Instruments Granted in Share-Based Payment Transactions Are Participating Securities. Basic and diluted earnings losses per equity share give effect to the change in the number of equity shares of the Company. The calculation of basic earnings per equity share is determined by dividing net profit/loss attributable to APGL equity shareholders by the weighted average number of equity shares outstanding during the respective periods. The potentially dilutive shares, consisting of employee share options, compulsorily convertible debentures, and compulsorily convertible preferred shares have been included in the computation of diluted net earnings per share and the weighted average shares outstanding, except where the result would be anti-dilutive. The Mezzanine CCPS shareholders were entitled to participate, along with the equity shareholders, in the earnings of the Company. Under ASC Topic 260 such participative rights would require the two-class method of reporting EPS. As the preferred shares do not participate in losses, the Company had excluded these shares, as including them would be antidilutive. (Loss)/profit per share is presented below: Net (loss)/profit attributable to APGL Add: Accretion on Mezzanine CCPS Add: Accretion of redeemable non-controlling interest Net (loss)/profit attributable to APGL equity shareholders (A) Shares outstanding for allocation of undistributed income: Equity shares Weighted average shares outstanding Equity shares – Basic (B) Equity shares – Diluted (C) Net (loss)/profit per share — basic and diluted Equity earnings per share – Basic (D=A/B) Equity earnings per share – Diluted (E=A/C) Year ended March 31 2017 (INR) (1,172,645)     (235,853)     (44,073)     2018 (INR) (820,682)     —      (6,397)     2019 (INR) 2019 (US$) 78,399      —      —      1,133  —  —  (1,452,571)   (827,079)   78,399   1,133 25,915,956      25,996,932      41,040,028      41,040,028  13,040,618      13,040,618      25,974,111    25,974,111    33,063,832*    33,968,127*    33,063,832*  33,968,127*  (111.39)     (111.39)     (31.84)     (31.84)     2.37      2.31      0.03  0.03 * — During the year, the Company issued 14,915,542 shares at US$ 12.50 per share, during its Follow-on Public Offering (FPO). The number of share options outstanding but not included in the computation of diluted earnings per equity share because their effect was antidilutive is 540,280 and 1,058,527 for years ended March 31, 2017 and 2018, respectively. 16. Leases The Company leases office facilities and land use rights under operating lease agreements. Minimum lease payments under operating leases are recognized on  a  straight-line  basis  over  the  term  of  the  lease.  Rent  expense  for  operating  leases  for  the  years  ended  March  31,  2017,  2018  and  2019  was  INR  172,528, INR 206,497 and INR 324,370 (US$ 4,690), respectively. F-29                                                                                                                                 Future minimum lease payments under non-cancellable operating leases as of March 31, 2019 are: Year ended March 31, Fiscal 2020 Fiscal 2021 Fiscal 2022 Fiscal 2023 Fiscal 2024 Thereafter Total Amount (INR) US$ 251,287    189,007    169,638    175,210    180,446    5,819,426    6,785,014   3,633  2,733  2,453  2,533  2,609  84,144  98,105 17. Commitments, guarantees and contingencies Capital commitments As  at  March  31,  2019,  the  Company  had  irrevocable  performance  bank  guarantees  in  relation  to  its  obligation  towards  construction  and  transmission infrastructure of solar power plants of INR 5,088,173 (US$ 73,571). Further  the  Company  had  INR  958,204  (US$  13,855)  of  performance  bank  guarantees  for  its  commissioned  plants,  which  the  Company  expects  to  be released within a year and INR 4,024 (US$ 58) as bank guarantee towards other commitments. Guarantees The Company issues irrevocable  performance  bank guarantees  in relation  to its obligation  towards construction  and transmission  infrastructure  of solar power plants as required by the PPA such outstanding guarantees are INR 5,088,173 (US$ 73,571). Further, INR 958,204 (US$ 13,855) is in relation to commissioned plants which the Company expects to release within a year and INR 4,024 (US$ 58) is bank guarantee towards other commitments. The Company issues bank guarantees amounting to INR 399,764 (US$ 5,780) as at March 31, 2019 to meet its Debt-Service Reserve Account (DSRA) requirements for its outstanding loans. The Company has obtained guarantees from financial institutions as a part of the bidding process for establishing solar projects amounting to INR 132,736 (US$  1,919)  as  at  March  31,  2019.  The  Company  has  given  term  deposits  as  collateral  for  those  guarantees  which  are  classified  as  restricted  cash  on  the consolidated balance sheet. The Company had entered into buyer’s credit facilities amounting to US$ 23,302, which remain unused as of March 31, 2019. The terms of the PPAs provide for the annual delivery of a minimum amount of electricity at fixed prices. Contingencies As of March  31, 2019,  the Company  had  a  contingent  of  liability  of  INR 415,000 (US$ 6,001)  for projects  completed  beyond  the contractually  agreed dates. The Company has filed an appeal against such demands and has received a stay order from the appellant authorities. The management believes the reason for delay was not attributable to the Company, based on advice from its legal advisors and the facts underlying the Company’s position, and therefore the management believes that the Company will ultimately not be found liable for these assessments and has not accrued any amount with respect to these matters in its consolidated financial statements. F-30                                               18. Related Party Disclosures For  the  years  ended  the  year  ended  March  31,  2017,  2018  and  2019,  the  Company  incurred  rent  expense  on  office  facilities  and  guest  house  facilities totalling INR 19,362, INR 15,402 and INR 2,916 (US$ 42), respectively, where the lessors are related to the chief executive officer and another director of the Company. As of March 31, 2018, and 2019, the Company had security deposits with these lessors totalling INR 2,160 and INR Nil, respectively. The contract for guest house facilities has been cancelled with effect from March 29, 2019. The Company had no related party contracts as at March 31, 2019. 19. Share based compensation The Company has 2015 Stock Option Plan and 2016 Equity Incentive Plan and as amended in 2017 (collectively  “ESOP Plans”) duly approved by the Board of Directors and had 2,023,744 stock options in the employee stock option pool as of March 31, 2019. Under the ESOP Plans, the Compensation Committee on behalf of Board of Directors (the “Directors”) may from time to time make grants to one or more employees, determined by it to be eligible for participation under the plans. The  Compensation  Committee  determines  which  employees  are  eligible  to  receive  the  equity  awards,  the  number  of  equity  awards  to  be  granted,  the exercise price, the vesting period and the exercise period. The vesting period will be decided by the Compensation Committee as and when any grant takes place. All options granted under these plans shall vest over a period of 4 years from the date of grant with 25% vesting at the end of year one, 25% vesting at the end of year two, 25% vesting at the end of year three and 25% vesting at the end of year four unless specified otherwise. Shares forfeited by the Company are transferred back to the employee stock pool and shall be available for new grants. Options are deemed to have been issued under these plans only to the extent actually issued and delivered pursuant to a grant. To the extent that a grant lapses or the rights of its grantee terminate, any equity shares subject to such grant are again available for new grants. The option grant is at such price as may be determined by the Compensation Committee and is specified in the option grant. The grant is in writing and specifies the number of options granted the price payable for exercising the options, the date/s on which some or all of the options shall be eligible for vesting, fulfillment of the performance and other conditions, if any, subject to which vesting shall take place and other terms and conditions thereto. The option grant can be exercised only by the employees of the Company. Options granted under the plan are exercisable into equity shares of the Company, have a contractual life equal to the shorter of ten years and July 20, 2025, and vest equitably over four years, unless specified otherwise in the applicable award agreement. The Company recognizes compensation cost, reduced by the estimated forfeiture rate, over the vesting period of the option. A summary of share option activity during the periods ending March 31, 2018 and March 31, 2019 is set out below: Options outstanding as of March 31, 2018 Granted Exercised Forfeited Expired Options outstanding as of March 31, 2019 Vested and exercisable as of March 31, 2019 Available for grant as of March 31, 2019 is 321,977 options. * # Not in thousands Post considering the subsequent events mentioned in Form 20F of March 31, 2017. F-31 Number of shares* 1,058,237    625,124    (127,554)   (62,570)   —    1,493,237    432,063    Weighted average exercise price in INR * 690  777  296  887  —  726  510                                                     The Black-Scholes-Merton option pricing model includes assumptions regarding dividend yields, expected volatility, expected option term, and risk-free interest rates. The Company estimates expected volatility based on the historical volatility of comparable publicly traded companies for a period that is equal to the expected term of the options because it does not have sufficient history of its own volatility. The risk-free interest rate is based on the yield of relevant time period based on US government bonds in effect at the time of grant for a period commensurate with the estimated expected life. The expected term of options granted is derived using the “simplified” method as allowed under the provisions of ASC Topic 718 due to insufficient historical exercise history data to provide a reasonable basis upon which to estimate expected term. The fair value of each share option granted to employees is estimated on the date of grant using the Black- Scholes option-pricing model with the following weighted average assumptions:   Dividend yield Expected term (in years) Expected volatility Risk free interest rate Year ended March 31, 2018 2019 0%  0% 4.2 - 6.1  26.1% - 37.0%  1.63% - 2.60%  3.6 - 5.2  25.9% - 30.9%  2.20% - 2.50% As of March 31, 2018, and 2019, the aggregate intrinsic value of all outstanding options was INR 118,800 and INR 82,943 (US$ 1,199), respectively. The  share-based  compensation  expense  related  to  share  options  is  recorded  as  a  component  of  general  and  administrative  expenses  in  the  Company’s consolidated statements of operations and totalled, INR 13,774, INR 25,060 and INR 82,699 (US$ 1,196) for the years ended March 31, 2017, 2018 and 2019, respectively. Unrecognized  compensation  cost  for  unvested  options  as  of  March  31,  2019  is  INR  209,599  (US$  3,031),  which  is  expected  to  be  expensed  over  a weighted average period of 2.5 years. The intrinsic value of options exercised during the year ended March 31, 2018, and March 31, 2019 was INR 28,666 and INR 33,845 (US$ 489). During November 2018, the Company repriced the exercise price for 692,507 options, which were previously awarded to certain officers, employees and directors under the ESOP plans to US$ 11.90 per share. All terms and conditions of the eligible options, including the vesting schedule, service condition and other terms remain the same. The impact of the repricing of the options has been considered in the company’s financial statements.   The intrinsic value per option at the date of grant during the years ended March 31, 2018 and 2019 is as follows: Date of grant June 10, 2017 June 21, 2017 August 29, 2017 October 20, 2017 October 25, 2017 November 6, 2017 December 5, 2017 March 31, 2018 February 1, 2019 March 31, 2019 * Not in thousands No. of options granted* Deemed fair value of equity shares (INR)* Intrinsic value per option at the time of grant (INR) 1,009    1,033    923    1,005    1,004    1,003    857    862    763    779    53,236    46,925    78,344    5,082    25,134    20,594    3,689    316,550    99,000    526,124    F-32 —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    Valuation used Market price Market price Market price Market price Market price Market price Market price Market price Market price Market price                                                                                                                 20. Fair Value Measurements ASC Topic 820 Fair Value Measurements and Disclosures defines fair value as the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly, hypothetical transaction between market participants at the measurement date. ASC Topic 820 establishes a three-tier value hierarchy of fair value measurement based upon the whether the inputs to that measurement are observable or unobservable. Observable inputs reflect data obtained from independent sources  while  unobservable  inputs  reflect  the  Company’s  market  assumptions.  ASC  Topic  820  prioritizes  the  inputs  used  in  the  valuation  methodologies  in measuring fair value as follows: Level 1 — Observable inputs that reflect quoted prices (unadjusted) for identical assets or liabilities in active markets. Level  2  —  Includes  other  inputs  that  are  directly  or  indirectly  observable  in  the  marketplace.  Observable  inputs,  other  than  Level  1  quoted  prices  for similar instruments in active markets; quoted prices for similar or identical instruments in markets that are not active; and valuations using models in which all significant inputs are observable in active markets. Level 3 — Unobservable inputs which are supported by little or no market activity. The fair value hierarchy also requires an entity to maximize the use of observable inputs and minimize the use of unobservable inputs when measuring fair value. follows; In accordance with ASC Topic 820, assets and liabilities are to be measured based on the following valuation techniques: Market approach — Prices and other relevant information generated by market transactions involving identical or comparable assets or liabilities. Income approach — converting the future amounts based on the market expectations to its present value using the discounting methodology. Cost approach — Replacement cost method. The valuation techniques used by the Company to measure and report the fair value of certain financial assets and liabilities on a recurring basis are as F-33   Foreign exchange derivative contracts The Company enters into foreign exchange derivative contracts to hedge fluctuations in foreign exchange rates for recognized balance sheet items such as foreign exchange term loans. The Company mitigates the credit risk of these foreign exchange derivative contracts by transacting with highly rated counterparties which are major banks. The Company used the super derivatives option pricing model based on the principles of the Black-Scholes model to determine the fair value of the foreign exchange derivative contracts. The inputs considered in this model include the theoretical value of a call option, the underlying spot exchange rate  as  of  the  balance  sheet  date,  the  contracted  price  of  the  respective  option  contract,  the  term  of  the  option  contract,  the  implied  volatility  of  the  underlying foreign  exchange  rates  and  the  risk-free  interest  rate  as  of  the  balance  sheet  date.  The  techniques  and  models  incorporate  various  inputs  including  the  credit worthiness  of  counterparties,  foreign  exchange  spot  and  forward  rates,  interest  rate  yield  curves,  forward  rate  yield  curves  of  the  underlying.  The  Company classifies the fair value of these foreign exchange derivative contracts in Level 2 because the inputs used in the valuation model are observable in active markets over the term of the respective contracts. Description Assets Current assets Available for sale securities Foreign exchange derivative contracts Total assets Description Other Liabilities Fair valuation of swaps and options Total Liabilities Fair value measurement at reporting date using Quoted Prices in Active Markets for Significant Other Significant As of March 31, 2018 (INR) Identical Assets (Level 1) (INR) Observable Unobservable Inputs (Level 2) (INR) Inputs (Level 3) (INR) 1,383,573      48,837      1,432,410   1,383,573      —      1,383,573   —      48,837      48,837   —  —  — Fair value measurement at reporting date using Quoted Prices in Active Markets for As of   March 31, 2018 (INR) Identical Assets (Level 1) (INR) Significant Other Significant Observable Unobservable Inputs (Level 2) (INR) Inputs (Level 3) (INR) 331,314      331,314   —      —    331,314      331,314   —  — F-34                                                                                                                               Description Assets Non-Current assets Fair valuation of swaps and options Total assets US$ Description Other Liabilities Fair valuation of swaps and forward Total Liabilities US$ Fair value measurement at reporting date using Quoted Prices in Active Markets for As of   March 31, 2019 (INR) Identical Assets (Level 1) (INR) Significant Other Significant Observable Unobservable Inputs (Level 2) (INR) Inputs (Level 3) (INR) 2,220,435      2,220,435     32,106     —      —    —    2,220,435      2,220,435     32,106     —  —  —  Fair value measurement at reporting date using Quoted Prices in Active Markets for As of   March 31, 2019 (INR) Identical Assets (Level 1) (INR) Significant Other Significant Observable Unobservable Inputs (Level 2) (INR) Inputs (Level 3) (INR) 184,717      184,717   2,671   —      —    —    184,717      184,717   2,671   —  —  — The carrying amount of cash and cash equivalents, including restricted cash, accounts receivable, accounts payables, and other current financial assets and liabilities approximate their fair value largely due to the short-term maturities of these instruments. There have been no transfers between categories during current year. The carrying value and fair value of the Company’s fixed rate project financing term loans is as follows: Fixed rate project financing loans: Foreign currency loans Fixed rate project financing loans: Foreign currency loans Indian currency loan   Carrying Value (INR) As of March 31, 2018 Fair Value (INR) US$ 35,804,793      36,938,371      567,323   Carrying Value (INR) As of March 31, 2019 Fair Value (INR) US$ 38,422,292      2,586,160      38,657,191      2,530,953      558,953  36,596 F-35                                                                                                                                                                                                                                                                         The  Company  uses  the  yield  method  to  estimate  the  fair  value  of  fixed  rate  loans  using  interest  rate  change  as  an  input.  The  carrying  amount  of  the Company’s variable rate project financing terms loans approximate, their fair values due to their variable interest rates. The carrying value and fair value of the Company’s investment in Bank of Mauritius notes, classified as available for sale security is as follows: Non-current investments: Fixed rate Bank of Mauritius notes   Carrying Value (INR) As of March 31, 2018 Fair Value (INR) US$ 7,041      7,088      109 The Company uses the yield method to estimate the fair value of fixed rate Bank of Mauritius notes by using interest rate as an input. The carrying amount of the Company’s investment in fixed rate Bank of Mauritius notes approximate, their fair values relative to variable interest rates. 21. Derivative instruments and hedging activities Option Contracts Undesignated as hedge The  following  table  presents  outstanding  notional  amount  and  balance  sheet  location  information  related  to  foreign  exchange  derivative  contracts  as  of March 31, 2018 and 2019:  March 31, 2018 Prepaid Expenses     and Other Current Asset (Fair value) (INR) Other Assets (INR) Notional Amount (US$) March 31, 2019 Prepaid Expenses     and Other Current Asset (Fair value) (INR) Other Assets (INR) Notional Amount (US$) Foreign currency option contracts 5,852      48,837      —      —      —      —   (Gains)/Losses on foreign exchange derivative contracts for the year ended March 31, 2017, 2018 and 2019 aggregated INR 185,654, INR 77,897 and INR 70,191 (US$ 1,015), respectively. Contracts designated as Cashflow hedge The Company hedged the foreign currency exposure risk related to certain intercompany loans denominated in foreign currency through call spread option with full swap for coupon payments. The Company also availed trade credit facilities denominated in foreign currencies which were fully hedged through interest rate swaps. The foreign currency forward contracts and options were not entered for trading or speculative purposes. The Company documented each hedging relationship and assessed its initial effectiveness on inception date and the subsequent effectiveness was tested as determined at the time of inception of the contract. The gain or loss on the hedge contracts was recorded in accumulated other comprehensive income to the extent the  hedge  contracts  were  effective.  The  gain  or  loss  on  the  hedge  contracts  shall  be  reclassified  to  interest  expense  when  the  coupon  payments  and  principal repayments are made on the related investments. The hedge contracts were effective as of March 31, 2019. F-36                                                                                The  following  table  presents  outstanding  notional  amount  and  balance  sheet  location  information  related  to  foreign  exchange  derivative  contracts  as  of March 31, 2018 and 2019: Foreign currency swap and option contracts Foreign currency option contracts March 31, 2018 Notional Amount (US$) Current Liabilities (Fair value) (INR) Other Liabilities (Fair value) (INR) Other Liabilities (Fair value) (US$) 499,602      —      331,314      5,089 March 31, 2019 Notional Amount (US$) Current Liabilities (Fair value) (INR) 499,602      —      Other Assets (Fair value) (INR) 2,220,435      Other Assets (Fair value) (US$) 32,106 Notional Amount (US$) March 31, 2019 Current Liabilities (Fair value) (INR) Other Assets (Fair value) (INR) Current Liabilities (Fair value) (US$) Fair valuation of swaps and forward 30,781      184,717      —      2,671 The company recorded the fair value of currency option liability of INR 331,314 and fair value of currency option asset of INR 2,220,435 (US$ 32,106) in the Other comprehensive income for the year ended March 31, 2018 and 2019, respectively and recorded an expense of INR 575,225 and INR 1,035,444 (US$ 14,835) related to the amortisation of the cost of the hedge for the year ended March 31, 2018 and 2019, respectively. The foreign exchange derivative contracts mature generally over a period of 3.6 years. 22. Concentrations of credit risk Financial  instruments  that  potentially  subject  the  Company  to  significant  concentrations  of  credit  risk  consist  principally  of  cash  and  cash  equivalents, restricted  cash,  accounts  receivables  and  derivative  instruments.  The  Company  mitigates  the  risk  of  credit  losses  from  financing  instruments,  other  than  trade receivables, by selecting counter parties that are well known Indian or international banks. The following customers account for more than 10% of the Company’s accounts receivable and sale of power as of and for the year ended March 31, 2018 and 2019: Customer Name NTPC Vidyut Vyapar Nigam Limited Punjab State Power Corporation Limited Solar Energy Corporation of India Chamundeshwari Electricity Supply Company Andhra Pradesh Power Coordination Committee March 31, 2018 March 31, 2019 % of Sale of Power % of Accounts Receivable % of Sale of Power % of Accounts Receivable 21.20%    27.10%    13.00%    6.80%    —  15.40%    17.10%    11.40%    12.00%    —  28.57%    20.40%    15.70%    5.96%    5.30%    15.00% 16.20% 13.90% 14.18% 11.80% F-37                                                                                                               23. Subsequent event The Company partly commenced commercial operations of its 150 MW solar power plant located in Rajasthan, during April 2019. On  May  3,  2019,  the  Company  announced  the  retirement  of  Mr.  Inderpreet  Singh  Wadhwa,  Chief  Executive  Officer  and  Chairman  of  the  board  of directors. He will continue as Chairman and CEO until the new CEO begins work at Azure Power or December 31, 2019, whichever is earlier. Mr. Wadhwa will serve as an advisor to the Company until December 31, 2019 even if a new CEO begins work prior to that date. The Company evaluated all other events or transactions that occurred after March 31, 2019. Based on this evaluation, the Company is not aware of any event or transactions that would require recognition or disclosure in the financial statements. F-38     Azure Power Global Limited’s group structure as on March 31, 2019 Azure Power Energy Limited (Mauritius) AZURE POWER GLOBAL LIMITED (Ultimate Holding Company in Mauritius) Azure Power Solar Energy Private Limited (Mauritius) Exhibit 8.1 AZURE POWER INDIA PVT LTD (Holding Company in India) AZURE POWER ROOFTOP PVT LTD (Holding Company in India) Azure Power Rooftop (GenCo.) Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop One Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Two Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Three Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Four Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Five Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Six Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Seven Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Eight Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Nine Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Ten Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Eleven Pvt Ltd. (India) Azure Power Rooftop Twelve Pvt Ltd. (India) Azure Power One Pvt Ltd (India) Azure Power (Punjab) Private Limited (India) Azure Power (Rajasthan)Private Limited (India) Azure Power (Haryana) Private Limited (India) Azure Solar Private Limited (India) Azure Sun Energy Private Limited (India) Azure Urja Private Limited (India) Azure Surya Private Limited (India) Azure Power (Karnataka)Private Limited (India) Azure Solar Solutions Private Limited (India) Azure Power Infrastructure Private Ltd (India) Azure Sunlight Private Limited (India) Azure Sunrise Private Limited (India) Azure Sunshine Private Limited (India) Azure Power (Raj.) Pvt. Ltd. (India) Azure Photovoltaic Pvt. Ltd. (India) Azure Renewable Energy Pvt. Ltd. (India) Azure Clean Energy Pvt. Ltd. (India) Azure Green Tech Private Limited (India) Azure Power Earth Private Limited (India) Azure Power Eris Private Limited (India) Azure Power Mars Private Limited (India) Azure Power Mercury Private Limited (India) Azure Power Pluto Private Limited (India) Azure Power Saturn Private Limited (India) Azure Power Jupiter Private Limited (India) Azure Power Makemake Private Limited (India) Azure Power Uranus Private Limited (India) Azure Power Venus Private Limited (India) Azure Power Thirty Three Private Limited (India) Azure Power Thirty Four Private Limited (India) Azure Power Thirty Five Private Limited (India) Azure Power Thirty Six Private Limited (India) Azure Power Thirty Seven Private Limited (India) Azure Power Thirty Eight Private Limited (India) Azure Power Thirty Nine Private Limited (India) Azure Power Forty Private Limited (India) Azure Power Forty One Private Limited (India) Azure Power Forty Two Private Limited (India) Azure Power Forty Three Private Limited (India) Azure Power Forty Four Private Limited (India) Azure Power Forty Five Private Limited (India) Azure Power Forty Six Private Limited (India) Azure Power Forty Seven Private Limited (India) Azure Power Forty Eight Private Limited (India) Azure Power Forty Nine Private Limited (India) Azure Power Fifty Private Limited (India) Azure Power US INC (USA) Azure Power Maple Private Limited (India) Azure Power Green Private Limited (India)   Certification by the Principal Executive Officer Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 Exhibit 12.1 I, Inderpreet Singh Wadhwa, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this annual report on Form 20-F of Azure Power Global Limited; Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the company as of, and for, the periods presented in this report; The company’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the company and have: (a) (b) (c) (d) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the company, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the company’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the company’s internal control over financial reporting that occurred during the period covered by the annual report that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the company’s internal control over financial reporting; and 5. The company’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the company’s auditors and the audit committee of the company’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) (b) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the company’s ability to record, process, summarize and report financial information; and Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the company’s internal control over financial reporting. Date: June 10, 2019 By: Name: Title:  /s/ Inderpreet Singh Wadhwa  Inderpreet Singh Wadhwa Chairman of the Board of Directors  and Chief Executive Officer                                                  Certification by the Principal Financial Officer Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 Exhibit 12.2 I, Pawan Agarwal, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this annual report on Form 20-F of Azure Power Global Limited: Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the company as of, and for, the periods presented in this report; The company’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the company and have: (a) (b) (c) (d) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the company, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the company’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the company’s internal control over financial reporting that occurred during the period covered by the annual report that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the company’s internal control over financial reporting; and 5. The company’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the company’s auditors and the audit committee of the company’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) (b) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the company’s ability to record, process, summarize and report financial information; and Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the company’s internal control over financial reporting. Date: June 10, 2019 By: Name: Title:  /s/ Pawan Agarwal  Pawan Agarwal  Chief Financial Officer                                                CERTIFICATION BY THE CHIEF EXECUTIVE OFFICER PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report of Azure Power Global Limited (the “Company”) on Form 20-F for the fiscal year ended March 31, 2019 as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, Inderpreet Singh Wadhwa, Chief Executive Officer of the Company, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C.§ 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, to the best of my knowledge, that: 1. The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934; and 2. The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Exhibit 13.1 Date: June 10, 2019 By: Name: Title:  /s/ Inderpreet Singh Wadhwa  Inderpreet Singh Wadhwa Chairman of the Board of Directors and Chief Executive Officer              CERTIFICATION BY THE CHIEF FINANCIAL OFFICER PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report of Azure Power Global Limited (the “Company”) on Form 20-F for the fiscal year ended March 31, 2019 as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, Pawan Agarwal, Chief Financial Officer of the Company, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C.§ 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, to the best of my knowledge, that: 1. The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934; and 2. The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Exhibit 13.2 Date: June 10, 2019 By: Name: Title:  /s/ Pawan Agarwal  Pawan Agarwal  Chief Financial Officer            Exhibit 15.1 We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: Consent of Independent Registered Public Accounting Firm 1. 2. 3. 4. Registration Statement (Form S-8 No. 333-217352) pertaining to the Equity Incentive Plan and Employee Stock Option Plan 2015 of Azure Power Global Limited, Registration Statement (Form F-3 No. 333-222171) of Azure Power Global Limited, Registration Statement (Form S-8 No. 333- 222331) pertaining to the 2016 Equity Incentive Plan of Azure Power Global Limited, and Registration Statement (Form F-3 No. 333-227164) of Azure Power Global Limited, of our report dated June 10, 2019, with respect to the consolidated financial statements of Azure Power Global Limited included in this Annual Report (Form 20-F) of Azure Power Global Limited for the year ended March 31, 2019. /s/ Ernst & Young Associates LLP Gurugram, India June 10, 2019             

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above