MISE EN SERVICE COMMERCIALE DE LA
31E CENTRALE HYDROÉLECTRIQUE D'INNERGEX
ACQUISITION DE TROIS PARCS ÉOLIENS TOTALISANT 119,5 MW EN
FRANCE
- Les produits ont augmenté de 25 % pour s'établir à 109,5 M$
comparativement à la même période l'an dernier.
- Le BAIIA ajusté a augmenté de 29 % pour s'établir à 85,9 M$
comparativement à la même période l'an dernier.
- Innergex et le Régime de rentes du Mouvement Desjardins ont
complété l'acquisition des parcs éoliens Rougemont 1-2 et
Vaite, en France, avec une
puissance installée totale de 119,5 MW.
- En Colombie-Britannique, la centrale hydroélectrique Boulder
Creek de 25,3 MW a été mise en service le 16 mai 2017.
(Tous les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf
indication contraire.)
LONGUEUIL, QC, le 3 août 2017
/CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE)
(« Innergex » ou la « Société ») publie
aujourd'hui ses résultats d'exploitation et financiers pour le
deuxième trimestre clos le 30 juin 2017.
« Le dernier trimestre a été très stimulant pour l'équipe
d'Innergex, avec la mise en service commerciale de notre 31e
centrale hydroélectrique au Canada, la conclusion de l'acquisition
d'installations de 119,5 MW et la signature d'une entente finale
pour l'acquisition de deux parcs éoliens supplémentaires en
France », a déclaré Michel Letellier, président et chef de la
direction de la Société. « Nous respectons notre promesse de
poursuivre notre croissance au Canada et à l'échelle internationale, tant par
des acquisitions que par le développement de nouveaux projets.
»
« Les résultats du deuxième trimestre ont subi les contrecoups
d'une baisse de la production par rapport à la production moyenne à
long terme (« PMLT »), attribuable principalement à des
activités d'après-mise en service difficiles dans les centrales
Upper Lillooet River et Boulder Creek et le parc éolien Mesgi'g
Ugju's'n. Des correctifs techniques et opérationnels sont
actuellement apportés afin de remédier à la situation, et ces
installations devraient réaliser leur plein potentiel dans les
prochains mois. Notre diversification géographique actuelle de même
que la complémentarité des productions hydroélectrique, éolienne et
solaire ont toutefois atténué l'incidence de cette baisse de
production sur nos résultats, et nous devrions continuer à en
retirer des avantages à long terme », a ajouté
M. Letellier.
RÉSULTATS D'EXPLOITATION
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|
Les montants sont
exprimés en milliers de dollars
canadiens, sauf indication contraire.
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Périodes de trois
mois closes
le 30 juin
|
Périodes de six
mois closes
le 30 juin
|
2017
|
|
2016
|
|
2017
|
|
2016
|
|
Production
d'électricité (MWh)
|
1 322 781
|
|
1 176 451
|
|
2 045 053
|
|
1 840 838
|
|
Moyenne à long terme
(MWh)
|
1 437 100
|
|
1 045 265
|
|
2 257 734
|
|
1 602 286
|
|
Produits
|
109 530
|
|
87 784
|
|
184 056
|
|
150 265
|
|
BAIIA
ajusté1
|
85 920
|
|
66 863
|
|
136 861
|
|
114 542
|
|
Bénéfice
net
|
14 100
|
|
15 677
|
|
11 766
|
|
22 873
|
|
Bénéfice net $ par
action - de base et dilué
|
0,12
|
|
0,12
|
|
0,13
|
|
0,19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
disponibles1
|
|
|
75 888
|
|
78 939
|
|
Ratio de
distribution1
|
|
|
93
|
%
|
84
|
%
|
1 Veuillez
vous reporter à la rubrique « Mise en garde sur les mesures non
conformes aux IFRS » pour la définition du BAIIA ajusté, des Flux
de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution.
|
Production d'électricité
Pour la période de trois mois close le 30 juin 2017,
les installations de la Société ont produit 1 323 GWh, soit 92
% par rapport à la PMLT de 1 437 GWh. Dans l'ensemble, les
centrales hydroélectriques ont produit 95 % de leur PMLT, en raison
principalement de la baisse de production liée aux activités
d'après-mise en service dans les centrales Upper Lillooet River et
Boulder Creek au cours du trimestre. Les parcs éoliens ont produit
84 % de leur PMLT, en raison de la baisse de production liée aux
activités d'après-mise en service dans le parc éolien Mesgi'g
Ugju's'n et des régimes éoliens inférieurs à la moyenne au Québec
et en France. Le parc solaire a
produit 101 % de sa PMLT, en raison d'un régime solaire dans la
moyenne. L'augmentation de la production de 12 % par rapport à
la même période l'an dernier est attribuable principalement à
l'apport des installations récemment mises en service ou acquises,
facteur partiellement contrebalancé par une diminution de la
production dans la plupart de nos centrales hydroélectriques en
Colombie-Britannique et à une baisse de la production dans nos
parcs éoliens au Québec.
Pour la période de six mois close le 30 juin 2017, les
installations de la Société ont produit 2 045 GWh, soit 91 %
par rapport à la PMLT de 2 258 GWh. Dans l'ensemble, les centrales
hydroélectriques ont produit 94 % de leur PMLT, en raison
principalement de la baisse de production liée aux activités
d'après-mise en service dans les centrales Upper Lillooet River et
Boulder Creek au cours de la période et des débits d'eau inférieurs
à la moyenne en Colombie-Britannique. Les parcs éoliens ont produit
84 % de leur PMLT, en raison de la baisse de production liée aux
activités d'après-mise en service dans le parc éolien Mesgi'g
Ugju's'n et des régimes éoliens inférieurs à la moyenne au Québec
et en France. Le parc solaire a
produit 104 % de sa PMLT, en raison d'un régime solaire supérieur à
la moyenne. L'augmentation de la production de 11 % par rapport à
la même période l'an dernier est attribuable principalement à
l'apport des installations récemment mises en service ou acquises,
facteur partiellement contrebalancé par une diminution de la
production dans la plupart de nos centrales hydroélectriques en
Colombie-Britannique et à une baisse de la production dans nos
parcs éoliens au Québec.
Produits
Pour la période de trois mois close le 30 juin 2017,
la Société a enregistré des produits de 109,5 M$,
comparativement à des produits de 87,8 M$ pour la période de trois
mois close le 30 juin 2016. Cette augmentation de 25 % est
attribuable principalement à l'apport du parc éolien Mesgi'g
Ugju's'n et de la centrale hydroélectrique Big Silver Creek, mise
en service en 2016, des centrales hydroélectriques Upper Lillooet
River et Boulder Creek, mises en service en 2017, ainsi qu'à
l'acquisition des parcs éoliens Montjean, Theil-Rabier, Yonne,
Rougemont 1-2 et Vaite en France en 2016
et en 2017, facteurs qui ont été partiellement
contrebalancés par une diminution de la production dans nos
centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique et dans nos
parcs éoliens au Québec.
Pour la période de six mois close le 30 juin 2017, la
Société a enregistré des produits de 184,1 M$, comparativement
à des produits de 150,3 M$ pour la période de six mois close le 30
juin 2016. Cette augmentation de 22 % est attribuable
principalement à l'apport des installations mises en service en
2016 et en 2017, ainsi qu'à
l'acquisition de parcs éoliens en France en 2016
et en 2017, facteurs qui ont été partiellement
contrebalancés par une diminution de la production dans la plupart
de nos centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique et dans
nos parcs éoliens au Québec.
BAIIA ajusté
Pour les périodes de trois mois et de six mois closes le
30 juin 2017, le BAIIA ajusté de la Société s'est établi
à 85,9 M$ et à 136,9 M$, respectivement,
comparativement à 66,9 M$ et à 114,5 M$ pour les mêmes
périodes l'an dernier. L'augmentation de 29 % pour la période
de trois mois et celle de 19 % pour la période de six mois sont
principalement attribuables à la production et aux produits
découlant des nouvelles installations, partiellement contrebalancés
par la hausse des charges d'exploitation et des frais généraux et
administratifs. Le BAIIA ajusté pour la période de trois mois a
également subi l'influence positive de la diminution des charges
liées aux projets potentiels. La marge du BAIIA ajusté a augmenté
pour le trimestre, passant de 76,2 % à 78,4 % en raison
principalement de la baisse des charges liées aux projets
potentiels et de la hausse des produits, déduction faite des
charges d'exploitation. La marge du BAIIA ajusté a diminué pour la
période de six mois, passant de 76,2 % à 74,4 % en raison
principalement des paiements au titre des droits d'utilisation de
l'eau pour 2011 et 2012 en
Colombie-Britannique effectués au premier trimestre de 2017.
Bénéfice net
Pour la période de trois mois close le 30 juin 2017,
la Société a enregistré un bénéfice net de 14,1 M$ (bénéfice net de
base et dilué de 0,12 $ par action), comparativement à un bénéfice
net de 15,7 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,12 $ par action)
pour 2016. La diminution du bénéfice net de 1,6 M$ est
principalement attribuable à la production inférieure à la moyenne
cette année par rapport à la production supérieure à la moyenne
l'année dernière qui explique la diminution du résultat net par
rapport à l'augmentation des produits. Par conséquent,
l'augmentation de 14,5 M$ des charges financières,
l'augmentation de 9,8 M$ des amortissements en raison
principalement du plus grand nombre d'installations en exploitation
et la variation de 2,6 M$ de la perte nette latente sur
instruments financiers dérivés ont seulement été partiellement
compensées par l'augmentation de 19,1 M$ du BAIIA ajusté, la
diminution de 4,7 M$ de la charge d'impôt et l'augmentation de
1,3 M$ de la quote-part du bénéfice des coentreprises.
Pour la période de six mois close le 30 juin 2017, la
Société a enregistré un bénéfice net de 11,8 M$ (bénéfice net de
base et dilué de 0,13 $ par action), comparativement à un bénéfice
net de 22,9 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,19 $ par action)
pour 2016. La diminution du bénéfice net de 11,1 M$ est
principalement attribuable à la production inférieure à la moyenne
cette année par rapport à la production supérieure à la moyenne
l'année dernière qui explique également la diminution du résultat
net par rapport à l'augmentation des produits. Par conséquent,
l'augmentation de 24,3 M$ des charges financières et
l'augmentation de 20,0 M$ des amortissements ont seulement été
partiellement compensées par l'augmentation de 22,3 M$ du BAIIA
ajusté, la diminution de 6,8 M$ de la charge d'impôt et la
quote-part du bénéfice des coentreprises de 2,5 M$.
Flux de trésorerie disponibles et Ratio de
distribution
Pour la période de 12 mois close le 30 juin 2017, la
Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de
75,9 M$, comparativement à 78,9 M$ pour la même période
l'an dernier. Cette diminution est principalement attribuable à
l'augmentation des remboursements prévus de capital sur la dette et
l'augmentation des Flux de trésorerie disponibles attribués aux
participations ne donnant pas le contrôle, partiellement
contrebalancée par l'augmentation des flux de trésorerie avant les
variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement et
les pertes réalisées sur instruments financiers dérivés. La perte
réalisée sur instruments financiers dérivés constatée à la période
précédente était liée au règlement des contrats à terme sur
obligations à la clôture du financement du projet Mesgi'g Ugju's'n.
La Société s'est également engagée à investir davantage pour
explorer des occasions de croissance sur de nouveaux marchés
internationaux, ce qui a aussi fait diminuer les flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation.
Pour la période de 12 mois close le 30 juin 2017, les
dividendes déclarés sur les actions ordinaires par la Société ont
représenté 93 % des Flux de trésorerie disponibles, comparativement
à 84 % pour la même période l'an dernier. Cet impact négatif est
attribuable principalement à la diminution des flux de trésorerie
disponibles et aux paiements de dividendes plus élevés en raison du
nombre accru d'actions ordinaires en circulation par suite de
l'émission de 3 906 250 actions à trois entités affiliées du
Mouvement Desjardins en vertu d'un placement privé d'actions
ordinaires d'Innnergex, de 94 000 actions à la suite de
l'exercice d'options sur actions et de 377 582 actions au titre du
Régime de réinvestissement de dividendes (« RRD »).
ACQUISITION D'ENTREPRISE
Acquisition de Rougemont
1-2 et de Vaite
Le 24 mai 2017, Innergex a complété l'acquisition de trois
projets éoliens d'une puissance totale de 119,5 MW dans la région
de Bourgogne-Franche-Comté, en France. Innergex possède des intérêts de 69,55
% dans les parcs éoliens et le Régime de rentes du Mouvement
Desjardins possède les 30,45 % restants.
Le prix d'achat de l'équité est d'environ 51,4 M€ (ou 76,2 M$),
sujet à certains ajustements. Innergex a financé sa part du prix
d'achat, qui s'élève à environ 31,3 M€ (ou 46,4 M$), par des fonds
disponibles sous sa facilité de crédit bancaire corporative. La
partie restante du prix d'achat a été payée par le Régime de rentes
du Mouvement Desjardins pour un montant de 20,1 M€ (ou
29,8 M$).
Les dettes sans recours liées aux projets étaient déjà en place;
elles s'élèveront à 174,3 M€ (ou 258,4 M$) lorsque la construction
sera terminée et resteront au niveau de chaque projet.
Une fois les trois projets mis en service, la production
annuelle moyenne totale devrait atteindre 278 200 MWh, soit assez
d'électricité pour alimenter environ 58 400 foyers en France. Toute l'électricité produite par ces
parcs éoliens sera vendue aux termes de contrats d'achat
d'électricité (CAÉ) à prix fixe dont une portion du prix sera
ajustée annuellement en fonction d'indices d'inflation, pour une
période initiale de 15 ans, avec Electricité de France (EDF). Innergex s'attend à générer des
produits d'environ 23,5 M€ (ou 34,8 M$) et un BAIIA ajusté
d'environ 18,2 M€ (ou 26,9 M$) pour les 12 premiers mois
d'exploitation.
Les parcs éoliens Rougemont-1
(36,1 MW) et Vaite (38,9 MW) ont été mis en service. La mise en
service commerciale complète du projet éolien restant, soit
Rougemont-2 (44,5 MW), devrait
avoir lieu au quatrième trimestre de 2017.
PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
Activités de mise en service
Boulder Creek
Au deuxième trimestre, la Société a procédé à la mise en service
commerciale de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Boulder
Creek de 25,3 MW en Colombie-Britannique. La construction a débuté
en octobre 2013. Le certificat d'exploitation commerciale délivré à
BC Hydro indique une date de mise en service du 16 mai 2017. La
production annuelle moyenne de la centrale Boulder Creek est
estimée à 92 500 MWh, soit assez d'électricité pour alimenter plus
de 8 500 foyers.
Activités de construction
Rougemont-2
Le projet éolien Rougemont-2 a
été acquis au cours du deuxième trimestre de 2017. Les travaux de
construction étaient déjà en cours au moment de l'acquisition.
En date du présent communiqué, tous les travaux de génie civil
importants sont terminés, huit des 16 éoliennes ont été mises en
service commercial et l'installation et la livraison des huit
éoliennes restantes ont commencé. La mise en service complète est
prévue pour le quatrième trimestre de 2017.
ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Entente définitive pour l'acquisition de deux projets éoliens
en France
Le 5 juillet 2017, la Société et le Régime de rentes du
Mouvement Desjardins ont annoncé qu'une entente définitive avait
été conclue avec BayWa r.e. pour l'achat de deux projets
éoliens en France, avec une
capacité totale installée de 43 MW. L'électricité produite par ces
parcs éoliens sera vendue selon des contrats d'achat d'électricité
à prix fixe dont une portion du prix sera ajustée annuellement en
fonction d'indices d'inflation, pour une période initiale de 15
ans, avec Electricité de France.
Le prix d'achat de l'équité est d'environ 27,2 M€ (ou 39,9 M$),
sujet à certains ajustements. Innergex financera sa part du prix
d'achat, qui s'élèvera à environ 16,5 M€ (ou 24,2 M$), par des
fonds disponibles sous sa facilité de crédit rotatif corporative.
Les dettes sans recours liées aux projets sont déjà en place;
elles s'élèveront à 72,0 M€ (ou 105,7 M$) et resteront au niveau
des projets. La Société réduira son exposition aux fluctuations des
devises en concluant des instruments de couverture à long terme.
Innergex possédera un intérêt de 69,55 % dans les parcs
éoliens et le Régime de rentes du Mouvement Desjardins possédera le
30,45 % restant.
DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Le tableau suivant présente les dividendes qui seront versés par
la Société le 16 octobre 2017 :
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|
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
|
3 août
2017
|
29 septembre
2017
|
16 octobre
2017
|
0,1650 $
|
0,2255 $
|
0,359375 $
|
Le 23 février 2017, le conseil d'administration a haussé le
dividende annuel, payable trimestriellement, pour le porter de 0,64
$ à 0,66 $ par action ordinaire.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE - RAPPEL
La Société tiendra une conférence téléphonique demain, le
vendredi 4 août 2017, à 10 h HAE. Michel Letellier, président et chef de la
direction d'Innergex, et Jean
Perron, chef de la direction financière, présenteront les
résultats du deuxième trimestre et du premier semestre de 2017
ainsi que les perspectives de la Société. 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 et à
la webdiffusion en visitant le http://bit.ly/2tgEbCT ou le site
internet de la Société au www.innergex.com. Les membres des médias
et du public peuvent également assister à la conférence
téléphonique, en mode écoute seulement. Un enregistrement de la
conférence sera disponible le même jour sur le site Internet de la
Société.
À propos d'Innergex énergie renouvelable inc.
La Société développe, détient et gère des centrales
hydroélectriques au fil de l'eau, des parcs éoliens et des parcs
solaires photovoltaïques et elle exerce ses activités au Québec, en
Ontario et en
Colombie-Britannique, au Canada,
en France et dans l'Idaho, aux États-Unis. Son portefeuille
d'actifs comprend actuellement : i) des intérêts dans
51 centrales en exploitation d'une puissance installée nette
totale de 1 063 MW (puissance brute de 1 758 MW), dont 31
centrales hydroélectriques, 19 parcs éoliens et un parc solaire;
ii) des intérêts dans un projet en construction d'une puissance
installée nette totale de 31 MW (puissance brute de
45 MW), pour lequel un contrat d'achat d'électricité a été
obtenu; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale
de 3 560 MW (puissance brute de 3 940 MW).
Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P.
La stratégie de création de valeur pour les actionnaires de la
Société est de développer ou d'acquérir des installations de
production d'énergie renouvelable de grande qualité qui génèrent
des flux de trésorerie constants et un attrayant rendement ajusté
au risque, et de distribuer un dividende stable.
Mise en garde sur les mesures financières non conformes
aux IFRS
Les états financiers consolidés pour les périodes de trois mois
et de six mois closes le 30 juin 2017 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, 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.
Les références au « BAIIA ajusté » dans le présent
communiqué visent les produits d'exploitation moins les charges
d'exploitation, les frais généraux et administratifs et les charges
liées aux projets potentiels.
Les références à la « marge du BAIIA ajusté » dans le présent
communiqué visent le BAIIA ajusté divisé par les produits.
Les références aux « Flux de trésorerie disponibles »
visent les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
avant les variations 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, les
remboursements prévus 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 les entrées de trésorerie perçues par Harrison
Hydro L.P. pour des services de transmission devant être
fournis à d'autres installations
détenues par la Société tout au long de leur contrat d'achat
d'électricité, plus ou moins d'autres éléments qui ne sont pas
représentatifs de la capacité de génération de trésorerie à long
terme de la Société, 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 fixer les taux d'intérêt sur les
dettes liées aux projets ou le taux de change sur les achats
d'équipement.
Les références au « Ratio de distribution » visent les
dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux
de trésorerie disponibles.
Les lecteurs sont avisés que le BAIIA ajusté ne doit pas être
considéré comme un substitut au bénéfice net et 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.
Mise en garde concernant l'information
prospective
En vue d'informer les lecteurs sur les perspectives d'avenir de
la Société, ce communiqué contient de l'information prospective au
sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information
prospective »). L'information prospective se reconnaît généralement
à l'emploi de termes tels que : « prévu »,
« pourrait », « devrait »,
« estime », « anticipe »,
« planifie », « prévoit »,
« intention » ou « croit », ou d'autres termes
semblables indiquant que certains événements pourraient se produire
ou pas. L'information prospective exprime les projections ou
attentes de la Société à l'égard d'événements ou de résultats
futurs, en date du présent communiqué. Elle comprend de
l'information financière prospective ou les perspectives
financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles
que la production, les produits et le BAIIA ajusté prévus, les Flux
de trésorerie disponibles prévus et les coûts de projet estimés
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, de la capacité de la Société à maintenir les
dividendes actuels et à les augmenter et de sa capacité à financer
sa croissance. Cette information peut ne pas être appropriée à
d'autres fins.
L'information prospective dans ce communiqué est basée sur
certaines hypothèses principales formulées par la Société. 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 (PMLT) d'électricité, sur une base annuelle, pendant la durée
de vie prévue de l'installation. 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, et pour l'énergie solaire, l'ensoleillement
historique, la technologie des panneaux et la dégradation prévue
des panneaux solaires. 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 (exclut Umbata Falls et Viger-Denonville
comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence).
|
Évaluation inadéquate
des ressources
hydrauliques, éoliennes et solaires et de la
production d'électricité connexe
Variations des
régimes hydrologiques, éoliens et
solaires
Défaillance du
matériel ou activités d'exploitation
et d'entretien imprévues
Catastrophe
naturelle
|
Coûts de projets
estimés, obtention des permis, début des travaux de construction,
travaux à réaliser et début de la mise en service des Projets en
développement ou des Projets potentiels
La Société fait une
estimation des coûts pour chaque projet en développement, fondée
sur sa grande expérience en tant que promoteur, 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 en fonction des prévisions de coûts fournies
par l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction
(IAC) retenu pour le projet.
La Société fournit
des indications sur les calendriers de réalisation et les progrès
de la construction de ses Projets en développement et des
indications sur ses Projets potentiels, compte tenu de sa grande
expérience en tant que promoteur.
|
Exécution par les
contreparties, par exemple les
entrepreneurs IAC
Retards et
dépassements de coûts dans la
conception et la construction des projets
Obtention des
permis
Approvisionnement en
matériel
Fluctuations des taux
d'intérêt et risque lié au
financement
Relations avec les
parties prenantes
Risques
réglementaires et politiques
Taux d'inflation plus
élevé que prévu
Catastrophe
naturelle
|
Produits
prévus Pour chaque
installation, les produits annuels prévus sont calculés en
multipliant la PMLT par un prix de l'électricité stipulé dans le
contrat d'achat d'électricité conclu avec une société de services
publics ou une autre contrepartie solvable. 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. 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.
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Niveaux de production
inférieurs à la PMLT en
raison principalement des risques et incertitudes
mentionnés ci-dessus
Variations
saisonnières imprévues de la production
et des livraisons d'électricité
Taux d'inflation
moins élevé que prévu
Variations du prix
d'achat de l'électricité au
renouvellement d'un CAÉ
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BAIIA ajusté
prévu Pour chaque
installation, la Société estime le résultat d'exploitation annuel
en soustrayant des produits estimés les charges d'exploitation
annuelles prévues, qui sont constituées principalement des salaires
des opérateurs, des primes d'assurance ainsi que des charges liées
à l'exploitation et à l'entretien, des impôts fonciers et des
redevances; à l'exception des charges d'entretien, ces charges sont
prévisibles et relativement fixes et varient essentiellement en
fonction de l'inflation.
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Baisse des produits en
raison principalement
des risques et incertitudes mentionnés
ci-dessus Variabilité de la
performance des installations et
pénalités qui s'y rattachent Charges d'entretien imprévues
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Flux de trésorerie
disponibles prévus et intention de payer un dividende
trimestriel
La Société estime les Flux de trésorerie disponibles prévus comme
étant les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation
avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de
roulement d'exploitation prévus, moins les dépenses en
immobilisations liées à l'entretien prévues 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 les entrées de trésorerie perçues par
Harrison Hydro L.P. pour des services de transmission devant être
fournis à d'autres installations détenues par la Société tout au
long de leur contrat d'achat d'électricité, plus ou moins d'autres
éléments qui ne sont pas représentatifs de la capacité de
génération de trésorerie à long terme de la Société, 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 fixer les
taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets ou le taux de
change sur les achats d'équipement.
La Société évalue le
dividende annuel qu'il entend distribuer en fonction des résultats
d'exploitation de la Société, des flux de trésorerie, des
conditions financières, des clauses restrictives de la dette, des
perspectives de croissance à long terme, de la solvabilité, des
tests imposés en vertu du droit des sociétés pour la déclaration de
dividendes et autres facteurs pertinents.
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Un BAIIA ajusté
inférieur aux attentes en raison
principalement des risques et incertitudes
mentionnés ci-dessus, ainsi que de charges liées
aux projets potentiels plus élevées que prévu
Des coûts de projets supérieurs aux attentes en
raison principalement de l'exécution par les
contreparties et de retards et dépassements de
coûts dans la conception et la construction des
projets
Risques réglementaires et politiques
Fluctuations des taux d'intérêt et risque lié au
financement
Effet de levier financier et clauses restrictives
afférentes aux dettes actuelles et futures
Charges d'entretien imprévues
Possibilité que la
Société ne puisse déclarer ou
payer un dividende
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Les risques importants et les incertitudes importantes pouvant
entraîner un écart considérable entre les résultats et les
développements réels, d'une part, et l'information prospective
présentée dans ce communiqué, d'autre part, sont expliqués dans la
Notice annuelle de la Société sous la rubrique « Facteurs de
risque » et comprennent, sans s'y limiter : la capacité de la
Société à mettre en œuvre sa stratégie visant à créer de la valeur
pour ses actionnaires; sa capacité de lever des capitaux
supplémentaires et l'état des marchés de capitaux; les risques de
liquidité associés aux instruments financiers dérivés; les
variations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les
délais et dépassements de coûts dans la conception et la
construction de projets; la capacité d'obtenir de nouveaux contrats
d'achat d'électricité ou de renouveler tout contrat d'achat
d'électricité moyennant des modalités et des conditions
équivalentes; l'incertitude quant au développement de nouvelles
installations; changement du soutien gouvernemental pour augmenter
l'électricité produite à partir de sources renouvelables par des
producteurs d'électricité indépendants; les risques liés à la
croissance et à l'expansion des marchés étrangers; le caractère
suffisant des limites et exclusions de la couverture d'assurance;
et la capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité
ou de renouveler les contrats existants.
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. La Société 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 ou par suite
d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.
SOURCE Innergex Énergie Renouvelable Inc.