Le Lézard
Classé dans : Les affaires, L'environnement
Sujets : Bénéfices, Annonce - Ressources humaines, Dividendes / Ristournes

Innergex termine une année historique et transformatrice sur de solides résultats


SEPT ACQUISITIONS MENÉES À BIEN, AJOUT DE 14 INSTALLATIONS EN EXPLOITATION

AUGMENTATION DE 3 % DU DIVIDENDE - NOMINATION D'UN NOUVEAU MEMBRE AU CONSEIL D'ADMINISTRATION

 

Tous les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire.

 

LONGUEUIL, QC, le 27 févr. 2019 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») publie aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2018. L'amélioration de la performance est surtout attribuable à l'apport des acquisitions réalisées en 2018, aux installations mises en service en 2017 et à l'augmentation de la production.

« Notre performance pour l'année démontre une fois de plus que nos réalisations de 2018, conformément à notre plan stratégique quinquennal se terminant en 2020, donnent des résultats positifs et continueront de stimuler notre croissance au cours des prochaines années. », a déclaré Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex. « Notre plus importante acquisition à ce jour a servi de tremplin pour ce qui allait être une année très occupée, qui comprenait l'acquisition de plusieurs projets potentiels, la consolidation de notre participation dans des actifs et l'expansion de notre présence au Canada et sur de nouveaux marchés internationaux. Bien que nous soyons fiers de la croissance que nous avons réalisée, nous avons hâte de poursuivre sur cette voie afin de faire d'Innergex une entreprise encore plus forte et diversifiée. Notre passion continue de nous animer et nous sommes impatients de poursuivre notre stratégie au cours de l'année à venir. Notre formidable croissance au cours de cette période témoigne des compétences et de l'expérience de notre équipe diversifiée d'experts. »

 

RÉSULTATS D'EXPLOITATION



Les montants présentés sont en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.

Périodes de trois mois closes les
31 décembre

Exercices clos les
31 décembre

2018

2017

2018

2017



montants
retraités2


montants
retraités2


Production d'électricité (MWh)

1 747 708

1 106 060

6 283 436


4 394 210


Moyenne à long terme (MWh) (« PMLT »)

1 719 485

1 133 041

6 437 964


4 763 836


Produits

166 159

107 973

576 616


400 263


BAIIA ajusté1

113 151

80 059

385 081


298 728


BAIIA ajusté proportionnel1

133 012

83 199

459 107


308 343


Bénéfice net

13 953

3 513

25 718


19 136


Bénéfice net, $ par action - de base et dilué

0,10

0,05

0,21


0,22











Exercices clos les

 31 décembre




2018

2017

Flux de trésorerie disponibles1



105 125


87 207


Ratio de distribution1



86

%

82

%



1.

Veuillez vous reporter à la rubrique « Mise en garde sur les mesures non conformes aux IFRS » pour obtenir une définition du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté proportionnel, des flux de trésorerie disponibles et du ratio de distribution.

2.

Pour plus d'information sur le retraitement, se reporter à la rubrique « Modifications des méthodes comptables » du rappport de gestion du quatrième trimestre et de l'exercice 2018.

 

Période de trois mois close le 31 décembre 2018
La production s'est accrue de 58 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les installations de la Société ont produit 1 747 708 MWh d'électricité, soit 102 % de la PMLT de 1 719 485 MWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 91 % de leur PMLT, les parcs éoliens ont produit 106 % de leur PMLT, les parcs solaires ont produit 82 % de leur PMLT et les centrales géothermiques ont produit 110 % de leur PMLT.

La Société a enregistré des produits de 166,2 M$, en hausse de 54 %, et un BAIIA ajusté de 113,2 M$, en hausse de 41 %, du fait surtout de l'apport des centrales géothermiques acquises avec Alterra en février 2018, de la participation de 62 % dans les parcs éoliens Cartier acquise en octobre 2018, ainsi que de la production plus élevée à la centrale hydroélectrique Upper Lillooet River et aux parcs éoliens français. La marge du BAIIA ajusté a diminué, passant de 74,1 % à 68,1 % pour la période de trois mois, en raison principalement des changements apportés à la composition de nos secteurs étant donné que les activités géothermiques génèrent une marge du BAIIA plus faible du fait des coûts élevés liés à l'entretien, à l'exploitation quotidienne et aux achats d'électricité. Le BAIIA ajusté proportionnel s'est établi à 133,0 M$, en hausse de 60 %, principalement du fait de la hausse du BAIIA ajusté et de l'augmentation de la quote-part d'Innergex du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées attribuables à l'ajout des installations acquises avec Alterra et Energía Llaima en 2018.

Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2018, la Société a enregistré un bénéfice net de 14,0 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,10 $ par action), comparativement à un bénéfice net de 3,5 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,05 $ par action) pour la période correspondante de 2017. L'augmentation de 10,4 M$ du bénéfice net s'explique par l'augmentation de 33,1 M$ du BAIIA ajusté et la variation positive de 15,0 M$ de la quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées, partiellement compensées par l'augmentation de 15,0 M$ des charges financières, l'accroissement de 13,9 M$ des amortissements et la hausse de 6,7 M$ du montant net des autres charges.

Exercice clos le 31 décembre 2018
La production s'est accrue de 43 % comparativement à l'exercice précédent. Les installations de la Société ont produit 6 283 436 MWh d'électricité, soit 98 % de la PMLT de 6 437 964 MWh. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 94 % de leur PMLT, les parcs éoliens ont produit 100 % de leur PMLT, les parcs solaires ont produit 101 % de leur PMLT et les centrales géothermiques ont produit 104 % de leur PMLT.

La Société a enregistré des produits de 576,6 M$, en hausse de 44 %, et un BAIIA ajusté de 385,1 M$, en hausse de 29 %, du fait surtout de l'apport des centrales géothermiques acquises avec Alterra en février 2018, des parcs éoliens français acquis en 2017 et de la participation de 62 % dans les parcs éoliens Cartier acquise en octobre 2018. La marge du BAIIA ajusté a diminué pour l'exercice, passant de 74,6 % à 66,8 %, en raison principalement des mêmes facteurs que ceux de la période de trois mois. La marge de l'exercice a également subi l'incidence des difficultés liées aux activités d'après-mise en service à la centrale Upper Lillooet River, qui ont été réglées en majeure partie. Le BAIIA ajusté proportionnel s'est élevé à 459,1 M$, en hausse de 49 %, grâce surtout à l'ajout des installations acquises en 2018.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2018, la Société a enregistré un bénéfice net de 25,7 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,21 $ par action), comparativement à un bénéfice net de 19,1 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,22 $ par action) pour la période correspondante de 2017. L'augmentation de 6,6 M$ du bénéfice net s'explique par la hausse de 86,4 M$ du BAIIA ajusté, la variation positive de 29,5 M$ de la quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées et la variation positive de 4,4 M$ de l'impôt sur le résultat, partiellement compensées par l'augmentation de 52,3 M$ des charges financières, l'augmentation de 42,4 M$ des amortissements, la variation négative de 12,8 M$ du montant net des autres charges (produits) et la variation négative de 6,2 M$ de la perte nette latente (du profit net latent) sur instruments financiers.

Flux de trésorerie disponibles et ratio de distribution
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2018, la Société a généré des flux de trésorerie disponibles de 105,1 M$, comparativement à 87,2 M$ pour la période correspondante l'an dernier. L'augmentation des flux de trésorerie disponibles est attribuable principalement à la hausse des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, partiellement contrebalancée par l'augmentation des remboursements prévus de capital sur la dette, la hausse des flux de trésorerie disponibles attribués aux participations ne donnant pas le contrôle et l'augmentation des dépenses en immobilisations liées à l'entretien, déduction faite du produit des cessions.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2018, les dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont représenté 86 % des flux de trésorerie disponibles, comparativement à 82 % pour la période correspondante de l'exercice précédent. Cette variation est en grande partie attribuable aux paiements de dividendes plus élevés découlant de l'émission de 24 327 225 actions le 6 février 2018 dans le cadre de l'acquisition d'Alterra, à l'augmentation du dividende trimestriel et à l'émission d'actions additionnelles à la suite de l'exercice d'options sur actions et de l'émission d'actions additionnelles au titre du régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »).

FAITS SAILLANTS DE L'EXPLOITATION DU QUATRIÈME TRIMESTRE

Le 22 octobre 2018, Innergex a réalisé l'acquisition du projet potentiel d'énergie solaire photovoltaïque Hillcrest d'environ 200 MWCA situé dans le comté de Brown, en Ohio. Des contrats de service d'interconnexion ont été conclus avec PJM en vue de l'interconnexion de la sous-station Hillcrest, propriété de Duke Energy, ce qui permettrait une mise en service commerciale au quatrième trimestre de 2020.

Le 24 octobre 2018, la Société a réalisé l'acquisition de la participation de 62 % de TransCanada dans cinq parcs éoliens situés en Gaspésie, au Québec, soit Baie-des-Sables, Carleton, Gros-Morne, L'Anse-à-Valleau et Montagne Sèche (les « parcs éoliens Cartier »), et sa participation de 50 % dans les entités d'exploitation des parcs éoliens Cartier (les « entités d'exploitation Cartier »), en échange d'une contrepartie totale d'environ 620 M$. Innergex détenait déjà les participations restantes dans les parcs éoliens et entités d'exploitation Cartier.

Également le 24 octobre 2018, la Société a obtenu deux facilités de crédit à court terme pour couvrir le prix d'achat et les coûts de transaction dans leur intégralité. Innergex a obtenu une facilité de crédit sans recours d'un an de 400 M$ qui sera remboursée à l'aide du produit tiré du financement de projets au moyen d'emprunts à long terme sans recours. La Société a également obtenu une facilité de crédit à terme d'un an de 228 M$ qui sera remboursée au moyen de la cession stratégique d'actifs choisis, laquelle serait optimale pour le rendement à long terme et les perspectives de la Société.

Le 19 décembre 2018, la Société a annoncé la clôture d'un financement sans recours de 570,4 M$ de quatre parcs éoliens en exploitation (la « facilité de crédit Cartier »), soit Carleton, Gros-Morne, L'Anse-à-Valleau et Montagne Sèche. Le parc éolien Baie-des-Sables n'a pas servi à garantir la facilité de crédit Cartier puisqu'il sert déjà à garantir les facilités de crédit renouvelables de la Société. La facilité de crédit Cartier est d'une durée de 14 ans. Le produit de cet emprunt a servi à rembourser les facilités de crédit existantes des parcs éoliens de L'Anse-à-Valleau, de Carleton et de Montagne Sèche et à rembourser le prêt relais garanti d'un an de 400 M$ consenti à la Société lors de l'acquisition des parcs éoliens et entités d'exploitation Cartier. Innergex a affecté le reste du produit, déduction faite des frais, au désendettement des facilités de crédit renouvelables de la Société.

Le 19 décembre 2018, Innergex a modifié et mis à jour ses facilités de crédit renouvelables afin d'ajuster le portefeuille de sûretés et de reporter l'échéance, la faisant passer de décembre 2022 à décembre 2023.

Au cours du trimestre clos le 31 décembre 2018, les travaux de construction se sont poursuivis au projet d'énergie solaire Phoebe, au Texas. L'entrepreneur a terminé le déblaiement du site et l'installation des pieux et des systèmes de suivi de trajectoire du soleil  a commencé. La Federal Aviation Administration (« FAA ») tarde à déclarer que le projet éolien Foard City ne constitue pas un danger potentiel. Ce retard pourrait mener à une réduction de la puissance installée totale du projet et avoir une incidence sur sa mise en service commerciale prévue, qui a été prorogée jusqu'au quatrième trimestre de 2019. Les négociations engagées avec la FAA, dont l'échéance est compromise à cause de la fermeture des services administratifs fédéraux des États-Unis, portent sur la délimitation d'un espace aérien acceptable. Un terrain d'entente a été trouvé avec les utilisateurs de l'espace aérien en convenant de réduire le périmètre. Les parties s'emploient actuellement à mettre le point final à l'accord. Le processus de délivrance des permis par la FAA devrait reprendre et suivre son cours normal. La plupart des travaux de construction prévus sont en cours sur le site.

NOMINATION AU CONSEIL D'ADMINISTRATION

Innergex est heureuse d'annoncer la nomination en date du 27 février 2019 de Mme Ouma Sananikone à son conseil d'administration. Elle fait partie actuellement du conseil d'administration de Macquarie Infrastructure Corporation (USA) et a agi à titre de présidente de conseil d'administration d'un certain nombre de sociétés et, plus récemment, à titre d'administratrice non membre de la direction du conseil d'administration de la Caisse de dépôt et placement du Québec (Canada) et d'Icon Parking Ltd. (USA). Elle possède une vaste expérience dans les domaines bancaire et financier, surtout en gestion d'actifs, cumulant plus de 25 ans dans ce secteur. Elle détient un baccalauréat en sciences politiques et en économique de l'Université nationale australienne et une maîtrise en commerce (économique) de l'Université de la Nouvelle-Galles du Sud. Elle a reçu la médaille du Centenaire de la part du gouvernement australien en reconnaissance de sa contribution au secteur financier de l'Australie.

« Nous sommes heureux d'accueillir Mme Ouma Sananikone au sein de notre conseil d'administration », a déclaré M. Jean La Couture, président du conseil d'administration d'Innergex. « Son ample connaissance des domaines bancaire et financier ainsi que son expérience étendue en matière de grands projets d'infrastructure serviront à appuyer la stratégie de croissance d'Innergex. Nous nous réjouissons à l'idée de travailler avec Mme Sananikone pour faire avancer les intérêts de la Société. »

DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par la Société le 15 avril 2019 :

 







Date de l'annonce

Date de clôture des
registres

Date du paiement

Dividende par
action ordinaire

Dividende par
action privilégiée
de série A

Dividende par
action privilégiée
de série C

27 février 2019

29 mars 2019

15 avril 2019

0,1750 $

0,2255 $

0,359375 $

 

INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES
Les états financiers consolidés audités et les notes y afférentes ainsi que le rapport de gestion de l'exercice 2018 d'Innergex sont disponibles sur le site Web de SEDAR à l'adresse www.sedar.com et à la section « Investisseurs » du site Web de la Société à l'adresse www.innergex.com.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE ET WEBDIFFUSION
La Société tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le jeudi 28 février 2019, à 9 h HNE. Les investisseurs et les analystes financiers sont invités à participer à la conférence en composant le 1 888 231-8191 ou le 647 427-7450 ou en accédant à la webdiffusion à l'adresse https://bit.ly/2VGbkmO ou sur le site Web de la Société à l'adresse www.innergex.com. Les membres des médias et du public peuvent assister à la conférence téléphonique en mode écoute seulement. Un enregistrement de la conférence sera disponible après la conférence sur le site Internet de la Société.

À propos d'Innergex énergie renouvelable inc.
La Société est un producteur indépendant d'énergies renouvelables qui développe, acquiert, détient et exploite des centrales hydroélectriques, des parcs éoliens, des parcs solaires et des centrales géothermiques. En tant qu'entreprise internationale, Innergex exerce ses activités au Canada, aux États-Unis, en France, au Chili et en Islande. Innergex gère un important portefeuille d'actifs qui comprend actuellement des intérêts dans 68 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 2 082 MW (puissance brute de 3 062 MW), dont 37 centrales hydroélectriques, 25 parcs éoliens, quatre parcs solaires et deux centrales géothermiques. Elle détient aussi des intérêts dans huit projets en développement d'une puissance installée nette totale de 900 MW (puissance brute de 983 MW), dont trois sont actuellement en construction, et des projets potentiels qui en sont à différents stades de développement, d'une puissance brute totale de 8 147 MW. Le respect de l'environnement et l'équilibre de l'intérêt supérieur des communautés hôtes, de ses partenaires et de ses investisseurs sont au coeur de la stratégie de développement de la Société. Son approche de création de valeur pour les actionnaires est de générer des flux de trésorerie constants, de présenter un attrayant rendement ajusté au risque et de distribuer un dividende stable. Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P.

Mise en garde sur les mesures financières non conformes aux IFRS
Les états financiers consolidés audités pour l'exercice clos le 31 décembre 2018 ont été préparés conformément aux Normes internationales d'information financière (« IFRS »). Toutefois, certaines mesures mentionnées dans le présent communiqué ne sont pas des mesures reconnues en vertu des IFRS, et sont donc susceptibles de ne pas être comparables à celles présentées par d'autres émetteurs. Innergex est d'avis que ces indicateurs sont importants, car ils offrent à la direction et aux lecteurs de l'information supplémentaire sur les capacités de production et de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à financer sa croissance. De plus, ces indicateurs facilitent la comparaison des résultats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté, la marge du BAIIA ajusté, le BAIIA ajusté proportionnel, les flux de trésorerie disponibles et le ratio de distribution ne sont pas des mesures reconnues par les IFRS et n'ont pas de définition normalisée prescrite par les IFRS.

 


Périodes de trois mois
closes les 31 décembre

Exercices clos les
31 décembre


2018


2017


2018


2017





montants
retraités1




montants
retraités1


Bénéfice net

13 953


3 513


25 718


19 136


Charge (recouvrement) d'impôt

1 376


(451)


2 694


7 101


Charges financières

55 444


40 398


199 804


147 492


Amortissements

48 349


34 476


171 797


129 429


BAIIA

119 122


77 936


400 013


303 158


Autres charges, montant net

9 139


2 480


15 273


2 453


Quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises associées

(16 722)


(1 707)


(34 110)


(4 638)


(Profit net latent) perte nette latente sur instruments financiers

1 612


1 350


3 905


(2 245)


BAIIA ajusté

113 151


80 059


385 081


298 728


Marge du BAIIA ajusté

68

%

74

%

67

%

75

%



1.

Pour plus d'information sur le retraitement, se reporter à la rubrique « Modifications des méthodes comptables » du rappport de gestion du quatrième trimestre et de l'exercice 2018.

 

Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent document visent le résultat net auquel est ajouté (duquel est déduit) la charge (le recouvrement) d'impôt, les charges financières, les amortissements des immobilisations corporelles et incorporelles, le montant net des autres charges, la quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées et le (profit net latent) la perte nette latente sur instruments financiers. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

Les références à la « marge du BAIIA ajusté » dans le présent document visent le BAIIA ajusté divisé par les produits. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société.

Les références à la « quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex » dans le présent document visent les participations d'Innergex dans les capitaux propres ou les participations de commanditaire de ces coentreprises et entreprises associées, s'il y a lieu, du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées.

Les références au « BAIIA ajusté proportionnel » dans le présent document visent le BAIIA ajusté, plus la quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées d'Innergex. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté proportionnel ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

Les références aux « flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien déduction faite des produits de cession, le remboursement prévu du capital de la dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations ne donnant pas le contrôle, plus ou moins d'autres éléments qui ne sont pas représentatifs de la capacité de la Société de générer des liquidités à long terme tels que les coûts de transaction liés à des acquisitions réalisées (qui sont financés au moment de l'acquisition) et les pertes ou profits réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour couvrir la fluctuation des taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets ou la fluctuation du taux de change sur les achats d'équipement. Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la capacité de génération de liquidités de la Société, sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et sa capacité à financer sa croissance. Les lecteurs sont avisés que les flux de trésorerie disponibles ne doivent pas être considérés comme un substitut aux flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, déterminés conformément aux IFRS.

Les références au « ratio de distribution » visent les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les flux de trésorerie disponibles. Innergex est d'avis qu'il s'agit d'une mesure de sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter et de sa capacité à financer sa croissance.

Information prospective
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de la Société, le présent communiqué contient de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »). Celle-ci se reconnaît généralement à l'emploi de termes tels que « environ », « approximativement », « peut », « fera », « pourrait », « croit », « prévoit », « a l'intention de », « devrait », « planifie », « potentiel », « projeter », « anticipe », « estime », « prévisions » ou d'autres termes semblables indiquant que certains événements pourraient se produire ou pas. Cette information prospective exprime les prévisions et attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats futurs, en date du présent communiqué.

L'information prospective comprend l'information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles que la production, les produits, le BAIIA ajusté et le BAIIA ajusté proportionnel prévus afin d'informer les lecteurs de l'impact financier potentiel des résultats escomptés, de l'éventuelle mise en service des projets en développement, de l'incidence financière potentielle des acquisitions réalisées et futures et de la capacité de la Société à maintenir les dividendes actuels et à financer sa croissance. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.

L'information prospective est fondée sur certaines hypothèses principales formulées par Innergex, à propos notamment, sans s'y limiter, du rendement des projets, de la conjoncture économique et financière, des conditions du marché des capitaux, des attentes et des hypothèses concernant la disponibilité de ressources en capital et l'exécution par les tiers de leurs obligations contractuelles en temps opportun, de l'obtention des approbations réglementaires et de la cession de certains actifs. Bien qu'Innergex soit d'avis que les attentes et les hypothèses sur lesquelles l'information prospective est fondée sont raisonnables dans les circonstances, les lecteurs sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective, car il n'existe aucune garantie qu'elle s'avère correcte. L'information prospective qui figure dans le présent communiqué de presse est donnée à la date des présentes et Innergex ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser l'information prospective pour tenir compte d'événements ou de circonstances postérieurs à la date du présent communiqué de presse ou par suite d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.

Comme les énoncés prospectifs concernent des circonstances ou des événements futurs, ils comportent, de par leur nature, des risques et des incertitudes intrinsèques. L'information prospective suppose des risques et des incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats ou le rendement réels soient sensiblement différents de ceux exprimés, sous-entendus ou présentés par l'information prospective. Ces risques et incertitudes comprennent, sans s'y limiter : les risques liés à la capacité d'Innergex à mettre en oeuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires (y compris par l'entremise de la cession éventuelle d'actifs choisis) et à sa capacité de lever des capitaux supplémentaires et l'état du marché des capitaux; les risques de liquidité associés aux instruments financiers dérivés; les variations des régimes hydrologiques, des ressources géothermiques, des régimes éoliens et solaires; l'incertitude au sujet du développement de nouvelles installations; les fluctuations des taux d'intérêt et le risque lié au refinancement; l'effet de levier financier et les clauses restrictives régissant les dettes actuelles et futures; l'incapacité de réaliser les avantages prévus des acquisitions (y compris l'acquisition des parcs éoliens Cartier); la variabilité du rendement des installations et les pénalités connexes; les fluctuations du taux de change; le fait que les produits provenant de certaines installations vont fluctuer en raison du cours du marché (ou du prix au comptant) de l'électricité.

Le tableau ci-dessous présente les informations prospectives contenues dans ce communiqué, les principales hypothèses dont découlent ces informations et les principaux risques et les principales incertitudes qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement de ces informations.

 



Principales hypothèses

Principaux risques et principales
incertitudes

Production prévue

Pour chaque installation, la Société détermine une production moyenne à long terme d'électricité, sur une base annuelle, pendant la durée de vie prévue de l'installation (PMLT). Elle se fonde sur des études d'ingénieurs qui prennent en considération plusieurs facteurs importants : dans le secteur de l'hydroélectricité, les débits observés historiquement sur le cours d'eau, la hauteur de chute, la technologie employée et les débits réservés esthétiques et écologiques; dans le secteur de l'énergie éolienne, les régimes de vent et les conditions météorologiques passées et la technologie des turbines, pour l'énergie solaire, l'ensoleillement historique, la technologie des panneaux et la dégradation prévue des panneaux solaires, et pour les centrales d'énergie géothermique, les ressources géothermiques passées, l'épuisement des ressources géothermiques au fil du temps, la technologie utilisée et la perte d'énergie potentielle avant la livraison. D'autres facteurs sont pris en compte, notamment la topographie des sites, la puissance installée, les pertes d'énergie, les caractéristiques opérationnelles et l'entretien. Bien que la production fluctue d'une année à l'autre, elle devrait être proche de la PMLT estimée sur une période prolongée. La Société estime la PMLT consolidée en additionnant la PMLT prévue de toutes les installations en exploitation dont elle consolide les résultats. Cette consolidation exclut toutefois les installations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence (Dokie, East Toba, Flat Top, Guyacán, Jimmie Creek, Mampil, Montrose Creek, Pampa Elvira, Peuchén, Shannon, Umbata Falls et Viger-Denonville).

Évaluation inadéquate des ressources hydrauliques, éoliennes, solaires et géothermiques et de la production d'électricité connexe
Variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires et des ressources géothermiques

Risques liés aux ressources géothermiques

Risque d'approvisionnement en matériel, y compris la défaillance ou les activités d'exploitation et d'entretien imprévues

Catastrophes naturelles et cas de force majeure

Risques réglementaires et politiques  affectant la production

Risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement affectant la production

Variabilité du rendement des installations et pénalités connexes

Disponibilité et fiabilité des systèmes de transport

Litiges

Produits prévus

Pour chaque installation, les produits annuels prévus sont calculés en multipliant la PMLT par un prix de l'électricité stipulé dans le CAÉ conclu avec une société de services publics ou une autre contrepartie solvable. Dans la plupart des cas, ces contrats définissent un prix de base et, dans certains cas, un ajustement du prix qui dépend du mois, du jour et de l'heure de livraison, sauf dans le cas de la centrale hydroélectrique Miller Creek, qui reçoit un prix établi à partir d'une formule basée sur les indices de prix Platts Mid-C, et de la centrale hydroélectrique Horseshoe Bend, pour laquelle 85 % du prix est fixe et 15 % est ajusté annuellement en fonction des tarifs déterminés par l'Idaho Public Utility Commission. Les produits des installations de HS Orka fluctuent également en fonction du prix de l'aluminium, puisque certains des CAÉ sont liés à ce prix. Dans la plupart des cas, les contrats d'achat d'électricité prévoient également un rajustement annuel en fonction de l'inflation fondé sur une partie de l'Indice des prix à la consommation. Sur une base consolidée, la Société estime les produits annuels en additionnant les produits prévus de toutes les installations en exploitation dont elle consolide les résultats (exclut Dokie, East Toba, Flat Top, Guyacán, Jimmie Creek, Mampil, Montrose Creek, Pampa Elvira, Peuchén, Shannon, Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence).

Se reporter aux principales hypothèses, principaux risques et principales incertitudes mentionnés sous « Production prévue »

Dépendance envers diverses formes de CAÉ

Fluctuations des produits de certaines installations en raison du cours du marché (ou du prix au comptant) de l'électricité

Fluctuations affectant les prix éventuels de l'électricité

Changements dans la conjoncture économique générale

Capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité ou de renouveler les contrats existants

BAIIA ajusté prévu

Pour chaque installation, la Société estime le résultat d'exploitation annuel en ajoutant au (déduisant du) bénéfice net (perte nette) la provision liée à (le recouvrement de) la charge d'impôt, les charges financières, les amortissements des immobilisations corporelles et incorporelles, le montant net des autres charges, la quote-part (du bénéfice) de la perte des coentreprises et des entreprises associées et le (profit net latent) la perte nette latente sur instruments financiers. Le BAIIA ajusté consolidé exclut toutefois les installations comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence (Dokie, East Toba, Flat Top, Guayacan, Jimmie Creek, Mampil, Montrose Creek, Pampa Elvira, Peuchén, Shannon, Umbata Falls et Viger-Denonville). Innergex estime que la présentation de cette mesure permet d'améliorer la compréhension de la performance d'exploitation de la Société. Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté prévu ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat net, déterminé conformément aux IFRS.

Se reporter aux principales hypothèses, principaux risques et principales incertitudes mentionnés sous « Production prévue » et « Produits prévus »

Coûts de projets estimés, obtention des permis prévue, début des travaux de construction, travaux réalisés et début de la mise en service des projets en développement ou des projets potentiels

La Société peut faire (dans la mesure du possible) une estimation de la puissance installée potentielle, des coûts estimés, des modalités de financement et du calendrier de développement et de construction pour chaque projet en développement ou projet potentiel fondée sur sa grande expérience en tant que promoteur, en plus d'information sur les coûts internes différentiels ayant un lien direct avec le projet, les coûts d'acquisition de sites et les coûts de financement, lesquels sont éventuellement ajustés pour tenir compte des prévisions de coûts et du calendrier de construction fournis par l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) dont les services ont été retenus pour le projet.

 

La Société fournit des indications tenant compte d'estimations sur sa position stratégique et sa position concurrentielle actuelles, ainsi que sur les calendriers de réalisation et les progrès de la construction de ses projets en développement et de ses projets potentiels, que la Société évalue compte tenu de son expérience en tant que promoteur.

Incertitudes au sujet du développement de nouvelles installations

Exécution par les principales contreparties, par exemple les fournisseurs ou entrepreneurs

Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets

Capacité à obtenir les terrains appropriés

Obtention des permis

Risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement

Acceptation sociale des projets d'énergie renouvelable

Capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité ou de renouveler les contrats existants

Relations avec les parties prenantes

Approvisionnement en matériel

Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au financement

Risques liés aux CIP ou CII américains, modifications des taux d'imposition des sociétés américaines et disponibilité du financement par capitaux propres

Relations avec les parties prenantes

Risques d'ordre réglementaire et politique

Taux d'inflation plus élevé que prévu

Catastrophe naturelle

Capacité de la Société de mettre en oeuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires

Défaut d'obtenir les avantages prévus des acquisitions réalisées et futures

Changements du soutien gouvernemental à l'accroissement de la production d'électricité de sources renouvelables par des producteurs indépendants

Risques d'ordre réglementaire et politique

Risques liés à la croissance et au développement des marchés étrangers

Résultat du processus de demande de règlements d'assurance

Admissibilité aux CIP et aux crédits d'impôt à l'investissement (« CII »)

Pour certains projets en développement aux États-Unis, la Société a effectué des activités sur place et hors site dans le but de les rendre admissibles pour la pleine valeur des CIP ou des CII et ainsi d'obtenir des financements par capitaux propres avantageux sur le plan fiscal. Pour évaluer l'admissibilité potentielle d'un projet, la Société tient compte des travaux de construction réalisés et du moment où ils ont été réalisés.

Risques liés aux CIP ou CII américains, modifications des taux d'imposition des sociétés américaines et disponibilité du financement par capitaux propres

Risques d'ordre réglementaire et politique

Retards et dépassements de coûts dans la conception et la construction des projets

Obtention des permis

Cession éventuelle de certains actifs

La capacité de la Société à recenser les acquéreurs potentiels pour certains actifs de la Société et sa capacité à évaluer et à réaliser la valeur de ces actifs dans le cadre d'une cession et au moment de la réalisation de la transaction.

Capacité de la Société de mettre en oeuvre sa stratégie visant à créer de la valeur pour ses actionnaires

Risques d'ordre réglementaire et politique

Rendement des contreparties

Effet de levier financier et clauses restrictives afférentes aux dettes actuelles et futures

Fluctuations affectant les prix éventuels de l'électricité

Variations des régimes hydrologiques, des ressources géothermiques et des régimes éoliens et solaires

Incapacité de réaliser les avantages prévus des acquisitions réalisées et futures (y compris l'acquisition des parcs éoliens Cartier)

Capacité de lever des capitaux supplémentaires et état du marché des capitaux

Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au refinancement

 

Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables, les lecteurs de ce communiqué sont mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective, car il n'existe pas de garantie qu'elle s'avère correcte. Les énoncés prospectifs sont présentés à la date du présent communiqué et Innergex ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser publiquement les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si les lois sur les valeurs mobilières applicables l'exigent.

 

SOURCE Innergex Énergie Renouvelable Inc.


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Communiqué envoyé le 27 février 2019 à 21:25 et diffusé par :