LES ACQUISITIONS ET MISES EN SERVICE OUVRENT
LA VOIE
- Les produits ont augmenté de 30 % à 140,8 M$ au T3 2018
comparativement à la même période de l'exercice précédent.
- Le BAIIA ajusté a augmenté de 12 % à 91,6 M$ au T3 2018
comparativement à la même période de l'exercice précédent.
- Le BAIIA ajusté proportionnel a augmenté de 42 % à 117,6 M$ au
T3 2018 comparativement à la même période de l'exercice
précédent.
|
Tous les montants
sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication
contraire.
|
LONGUEUIL, QC, le
13 nov. 2018 /CNW Telbec/ - Innergex énergie
renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la
« Société ») publie aujourd'hui ses résultats
d'exploitation et financiers pour le troisième trimestre et la
période de neuf mois clos le 30 septembre 2018.
L'amélioration de la performance est surtout attribuable aux
acquisitions et aux mises en service effectuées au cours des deux
dernières années, ces facteurs ayant été atténués par des niveaux
de production qui se situent en deçà de la moyenne à long
terme.
« Nous sommes ravis de l'apport de nos récentes acquisitions
ainsi que des progrès que nous avons accomplis aux installations
d'Upper Lillooet River et de Mesgi'g Ugju's'n. Nous avons réussi à
améliorer nos résultats par rapport à l'exercice précédent et à
augmenter notre production globale », a déclaré Michel Letellier, président et chef de la
direction d'Innergex. « Innergex poursuit sa stratégie de
croissance avec l'acquisition de la participation de notre
partenaire dans les cinq parcs éoliens Cartier et les entités d'exploitation,
l'acquisition d'un projet solaire potentiel en Ohio ainsi que les progrès liés à des
occasions d'affaires, dont deux projets solaires potentiels à
Hawaï. Nous croyons être bien placés pour continuer de saisir les
occasions susceptibles d'offrir une excellente valeur à nos
actionnaires. »
RÉSULTATS
D'EXPLOITATION
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Les montants
présentés sont en milliers de dollars canadiens, sauf indication
contraire.
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Périodes de trois
mois closes les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
2018
|
2017
|
2018
|
2017
|
Production
d'électricité (MWh)
|
1 556 891
|
1 243 099
|
4 516 559
|
|
3 288 151
|
|
Moyenne à long terme
(MWh) (« PMLT »)
|
1 702 028
|
1 374 068
|
4 712 157
|
|
3 631 564
|
|
Produits
|
140 768
|
108 234
|
408 190
|
|
292 290
|
|
BAIIA
ajusté1
|
91 634
|
81 803
|
270 104
|
|
218 664
|
|
BAIIA ajusté
proportionnel1
|
117 632
|
83 131
|
313 651
|
|
225 139
|
|
Bénéfice
net
|
9 431
|
4 251
|
11 629
|
|
15 748
|
|
Bénéfice net, $ par
action - de base et dilué
|
0,07
|
0,04
|
0,10
|
|
0,17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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Périodes de 12
mois closes les
30 septembre
|
|
|
|
2018
|
2017
|
Flux de trésorerie
disponibles1
|
|
|
97 488
|
|
88 889
|
|
Ratio de
distribution1
|
|
|
88
|
%
|
80
|
%
|
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.
|
Période de trois mois close le 30 septembre
2018
La production s'est accrue de 25 % comparativement
au même trimestre l'an dernier. Les installations de la Société ont
produit 1 556 891 MWh d'électricité, soit 91 % de la PMLT
de 1 702 028 MWh. Dans l'ensemble, les centrales
hydroélectriques ont produit 88 % de leur PMLT, les parcs éoliens
ont produit 91 % de leur PMLT, les centrales géothermiques ont
produit 103 % de leur PMLT et le parc solaire Stardale a produit
113 % de sa PMLT.
La Société a enregistré des produits de 140,8 M$, en hausse de
30 %, et un BAIIA ajusté de 91,6 M$, en hausse de 12 %, en
raison surtout de l'apport des installations acquises en 2018. La
marge du BAIIA ajusté a diminué, passant de 75,6 % à 65,1 % pour la
période de trois mois en raison principalement de l'augmentation
plus importante des charges que des produits à la suite de
l'intégration des activités géothermiques de HS Orka, qui génèrent
une marge plus faible découlant des coûts élevés liés à
l'entretien, aux activités quotidiennes et aux achats
d'électricité. La diminution est également due aux 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 de la Société s'est établi à 117,6 M$, en
hausse de 42 %, principalement du fait de l'augmentation du BAIIA
ajusté et de la quote-part du BAIIA ajusté des coentreprises et des
entreprises associées attribuables à l'ajout des installations
acquises d'Alterra et d'Energía Llaima en 2018.
Pour la période de trois mois close le
30 septembre 2018, la Société a enregistré un bénéfice
net de 9,4 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,07 $ par action),
comparativement à un bénéfice net de 4,3 M$ (bénéfice net de base
et dilué de 0,04 $ par action) pour la période correspondante de
2017. L'augmentation de 5,2 M$ du bénéfice net s'explique
principalement par la variation positive de 14,9 M$ de la
quote-part du bénéfice des coentreprises et des entreprises
associées, l'augmentation de 9,8 M$ du BAIIA ajusté et la
variation positive de 2,4 M$ de l'impôt sur le résultat,
partiellement compensées par l'augmentation de 10,3 M$ des
charges financières, l'augmentation de 7,9 M$ des amortissements,
la variation de 2,0 M$ de la perte nette latente (du profit net
latent) sur instruments financiers et la variation négative de 1,8
M$ du montant net des autres charges (produits).
Période de neuf mois close le 30 septembre
2018
La production s'est accrue de 37 % comparativement
à la même période l'an dernier. Les installations de la Société ont
produit 4 516 559 MWh d'électricité, soit 96 % de la PMLT
de 4 712 157 MWh. Dans l'ensemble, les centrales
hydroélectriques ont produit 94 % de leur PMLT, les parcs éoliens
ont produit 95 % de leur PMLT, les centrales géothermiques ont
produit 101 % de leur PMLT et le parc solaire Stardale a produit
109 % de sa PMLT.
La Société a enregistré des produits de 408,2 M$, en hausse de
40 %, et un BAIIA ajusté de 270,1 M$, en hausse de 24 %,
du fait surtout de l'apport des installations acquises d'Alterra en
février 2018, de la hausse de la production des installations
Mesgi'g Ugju's'n et Upper Lillooet River ainsi que de l'apport des
parcs éoliens Rougemont 2, Plan
Fleury et Les Renardières mis en service en 2017. L'augmentation
observée pour la période de neuf mois est également attribuable à
l'apport des parcs éoliens acquis en France en 2017
et à la contrepartie reçue d'un fabricant au titre de la
faible disponibilité d'équipement à un parc éolien. La marge du
BAIIA ajusté a diminué pour la période de neuf mois, passant de
74,8 % à 66,2 % en raison principalement des mêmes facteurs que
ceux de la période de trois mois. Le BAIIA ajusté proportionnel
s'est élevé à 313,7 M$, en hausse de 39 %, grâce surtout à l'ajout
des installations acquises en 2018.
Pour la période de neuf mois close le
30 septembre 2018, la Société a enregistré un bénéfice
net de 11,6 M$ (bénéfice net de base et dilué de 0,10 $ par
action), comparativement à un bénéfice net de 15,7 M$ (bénéfice net
de base et dilué de 0,17 $ par action) pour la période
correspondante de 2017. La diminution de 4,1 M$ du bénéfice net
s'explique principalement par l'augmentation de 36,7 M$ des charges
financières, l'augmentation de 27,3 M$ des amortissements, la
variation négative de 6,2 M$ du montant net des autres charges
(produits) et la variation négative de 5,9 M$ de la perte nette
latente (du profit net latent) sur instruments financiers,
partiellement compensées par l'augmentation de 51,4 M$ du
BAIIA ajusté, la variation positive de 14,2 M$ de la quote-part du
bénéfice des coentreprises et des entreprises associées et la
variation positive de 6,3 M$ de l'impôt sur le résultat.
Flux de trésorerie disponibles et ratio de
distribution
Pour la période de douze mois close le
30 septembre 2018, la Société a généré des flux de
trésorerie disponibles de 97,5 M$, comparativement à 88,9 M$
pour la même période 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 et
des coûts de transaction liés aux acquisitions réalisées, facteurs
partiellement contrebalancés par l'augmentation des remboursements
prévus de capital sur la dette, l'augmentation 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 la période de douze mois close le
30 septembre 2018, les dividendes déclarés sur les
actions ordinaires par la Société ont représenté 88 % des flux de
trésorerie disponibles, comparativement à 80 % pour la même période
de l'exercice précédent. Cet impact est en grande partie
attribuable à la hausse des remboursements prévus de la dette, aux
paiements de dividendes plus élevés découlant de l'émission, le 6
février 2018, de 24 327 225 actions 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 au titre du Régime
de réinvestissement de dividendes (« RRD »), ce qui a été en partie
contrebalancé par l'acquisition d'Alterra et la mise en service
récente des installations Mesgi'g Ugju's'n, Upper Lillooet River et
Boulder Creek qui ont généré une augmentation des flux de
trésorerie disponibles.
FAITS SAILLANTS DE L'EXPLOITATION
Acquisition d'un projet solaire au Texas, États-Unis
Le 2 juillet 2018, la
Société a annoncé l'acquisition du projet d'énergie solaire
photovoltaïque Phoebe de 250
MWCA/315 MWCC situé dans le comté de Winkler, au Texas. De plus, un avis final de démarrage des
travaux a été émis le 2 juillet 2018
et la mise en service commerciale devrait avoir lieu au
cours du troisième trimestre de 2019. Le projet devrait générer un
BAIIA ajusté prévu d'environ 20,2 M$ US (26,7 M$) pour 12 mois
d'exploitation. Après avoir déduit les distributions à
l'investisseur participant au partage fiscal, les distributions à
être reçues par Innergex avant le service de la dette se
chiffreraient à environ 13,8 M$ US (18,2 M$). Le projet est
admissible par ailleurs à un crédit d'impôt à l'investissement
(CII) accordé par le gouvernement fédéral américain équivalant à
environ 30 % des coûts en capital du projet. Le CII sera surtout
attribué à l'investisseur participant au partage fiscal. Après la
septième année d'exploitation, il est prévu qu'environ 95 % du
BAIIA ajusté prévu, ce qui correspond à environ 19,6 M$ US (25,9
M$), soit réalisé.
Partenariat et acquisition au Chili
Le 3 juillet 2018,
Innergex a conclu une entente pour acquérir une participation de 50
% dans Energía Llaima, qui détient une participation dans la
centrale hydroélectrique Guyacán (12 MW) et le parc solaire
Pampa Elvira (34 MW), qui devraient
générer un BAIIA ajusté prévu d'environ 6,5 M$ US (8,3 M$). De
plus, Energía Llaima détient une participation dans deux centrales
hydroélectriques en exploitation (125 MW) et dans d'autres projets
à des stades préliminaires de développement. Innergex a investi un
montant initial de 10 M$ US (12,8 M$) par l'intermédiaire des fonds
disponibles de ses facilités de crédit renouvelables et a accepté
d'investir 100 M$ US supplémentaires (140,5 M$) sur une
période de 12 mois, dont une tranche de 90 M$ US a été investie
pour l'acquisition du projet hydroélectrique Duqueco.
Le 5 juillet 2018, Energía Llaima a mené à bien l'acquisition
précédemment annoncée du projet hydroélectrique Duqueco de 140 MW
au Chili. Le projet hydroélectrique Duqueco est composé de deux
centrales hydroélectriques mises en service en 2001 : Peuchén (85
MW) et Mampil (55 MW). Innergex s'attend à ce que le projet Duqueco
génère un BAIIA ajusté d'environ 21 M$ US (26,8 M$) annuellement.
Le prix d'achat, déduction faite de la trésorerie estimée de 10 M$
US (12,8 M$), s'élève à environ 210 M$ US (268 M$), sous réserve de
certains ajustements.
Acquisition de la participation du partenaire dans les cinq
parcs éoliens Cartier
Le 2
août 2018, la Société a annoncé la conclusion d'une convention
définitive visant l'acquisition de la participation de 62 % de
TransCanada dans cinq parcs éoliens situés en Gaspésie, au Québec,
soit Baie-des-Sables, Carleton, Gros-Morne, L'Anse-à-Valleau et
Montagne Sèche (les « parcs éoliens Cartier »), et sa participation de 50 % dans
les entités d'exploitation des parcs éoliens Cartier (les « entités d'exploitation
Cartier »). Innergex était déjà
propriétaire des participations restantes dans les parcs éoliens
Cartier et les entités
d'exploitation Cartier.
L'acquisition a été réalisée le 24 octobre 2018, moyennant une
contrepartie totale d'environ 620 M$ après ajustement pour les
distributions reçues par TransCanada depuis le 1er juillet
2018.
Les parcs éoliens Cartier sont
situés dans la région de la Gaspésie, au Québec. D'une puissance
installée brute totale de 590 MW, la production d'électricité
annuelle moyenne à long terme prévue est d'environ 1 780 GWh, soit
assez pour approvisionner en électricité environ 80 900 ménages
québécois. Toute l'électricité produite par ces parcs éoliens est
vendue à Hydro-Québec aux termes de CAÉ existants à prix fixe, dont
une partie est ajustée selon les indices d'inflation, pour des
durées initiales de 20 ans, se terminant entre 2026 et 2032.
Innergex prévoit que la participation de 62 % des intérêts
acquis dans les parcs éoliens Cartier génère des produits d'environ 82,9 M$
et un BAIIA ajusté projeté d'environ 68,4 M$ annuellement.
Parallèlement à la clôture de l'acquisition, Innergex 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 à terme sans recours
d'un an de 400 M$ que la Société a l'intention de rembourser à
l'aide du produit tiré du financement à long terme sans recours au
niveau des projets établi en fonction de la durée de vie utile des
actifs. Les discussions avec les prêteurs à long terme sont bien
avancées et la clôture du financement de projets au moyen
d'emprunts à long terme sans recours devrait avoir lieu dans les
prochains mois.
Innergex 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 sélectionnés, laquelle serait optimale pour le rendement à
long terme et les perspectives de la Société. La direction estime
qu'il existe un certain nombre d'occasions intéressantes et
réalisables pour monétiser les actifs choisis ou des parties des
actifs existants d'une façon qui soutienne la stratégie à long
terme d'Innergex. La Société examinera minutieusement ces
différentes options pour maximiser la valeur de son portefeuille
d'actifs. Le moment de ces ventes dépendra des conditions du marché
en vigueur; les ventes devraient toutefois être réalisées dans un
délai d'un an.
DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Le tableau suivant présente
les dividendes qui seront versés par la Société le
15 janvier 2019 :
|
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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
|
13 novembre
2018
|
31 décembre
2018
|
15 janvier
2019
|
0,1700 $
|
0,2255 $
|
0,359375 $
|
INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES
Les états financiers
intermédiaires non audités consolidés résumés et les notes y
afférentes ainsi que le rapport de gestion d'Innergex du troisième
trimestre de 2018 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
La Société tiendra une
conférence téléphonique le mercredi 14 novembre 2018, 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. 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 2 091 MW (puissance brute de 3 072
MW), dont 37 centrales hydroélectriques, 25 parcs éoliens, quatre
parcs solaires et deux centrales géothermiques. Elle détient aussi
des intérêts dans cinq projets en développement d'une puissance
installée nette totale de 719 MW (puissance brute de
800 MW), dont deux sont actuellement en construction, et des
projets potentiels qui en sont à différents stades de
développement, d'une puissance nette totale de 8 382 MW
(puissance brute de 9 246 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 intermédiaires non audités
consolidés résumés pour les périodes de trois mois et de neuf mois
closes le 30 septembre 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.
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. 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
communiqué 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 communiqué visent les participations d'Innergex dans les
capitaux propres ou les participations commanditées de ces
coentreprises et entreprises associées, s'il y a lieu, dans le
BAIIA ajusté des coentreprises et des entreprises associées.
Les références au « BAIIA ajusté proportionnel » dans
le présent communiqué 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 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 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. Innergex estime que 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 »). L'information
prospective 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 et le BAIIA ajusté
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, de la capacité de la Société à maintenir les
dividendes actuels et de sa capacité à financer sa croissance.
Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur certaines attentes et
hypothèses principales formulées par Innergex, notamment des
attentes et des hypothèses concernant la disponibilité de
ressources en capital, les conditions financières et économiques,
le rendement des projets et le moment de l'obtention des
approbations requises des actionnaires, des tribunaux, des
organismes de réglementation et des autres tiers. Bien qu'Innergex
estime que les attentes et les hypothèses sur lesquelles reposent
ces énoncés prospectifs sont raisonnables, il convient de ne pas se
fier indûment aux énoncés prospectifs, car Innergex ne peut
garantir qu'ils s'avéreront exacts.
Comme les énoncés prospectifs concernent des circonstances ou
des événements futurs, ils comportent, de par leur nature, des
risques et des incertitudes intrinsèques. Les résultats réels
pourraient différer considérablement des prévisions actuelles en
raison d'un certain nombre de facteurs et de risques. Ceux-ci
comprennent, sans s'y limiter : les risques liés au secteur de
l'énergie renouvelable en général comme l'application de la
stratégie; la capacité de développer les projets de la Société
conformément aux délais et budgets alloués; les ressources en
capital; les instruments financiers dérivés; les conditions
économiques et financières actuelles; les régimes hydrologiques,
éoliens et solaires; les ressources géothermiques; la construction,
la conception et le développement de nouvelles installations; le
rendement des projets existants; la défaillance de l'équipement;
les fluctuations des taux d'intérêt et le risque lié au
refinancement; les taux de change; la variation du prix du marché
de l'électricité; l'effet de levier financier et les clauses
restrictives; et les relations avec les services publics.
Il y a aussi des risques inhérents à l'acquisition de la
participation de TransCanada dans les cinq parcs éoliens
Cartier, notamment des évaluations
erronées de la valeur de l'entité et la capacité de la Société à
obtenir un emprunt à court terme sans recours en vue de financer le
projet (notamment l'échéancier et le montant qui s'y rapportent).
Rien ne garantit la réalisation des avantages stratégiques,
opérationnels et financiers devant découler de la transaction. En
outre, la cession éventuelle d'actifs choisis est aussi assujettie
à des risques et incertitudes inhérents, y compris l'issue de
l'exploration d'Innergex pour trouver des acheteurs et des
partenaires intéressés, sa capacité d'évaluer correctement la
valeur des actifs, la réalisation et le calendrier de ces
opérations ainsi que leurs modalités, le cas échéant, et, si ces
opérations sont réalisées, la capacité d'Innergex de réaliser les
avantages prévus de celles-ci.
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 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 (exclut Dokie, East
Toba, Flat Top, Guyacán, Jimmie Creek, Kokomo, Mampil, Montrose
Creek, Pampa Elvira, Peuchén, Shannon, Spartan, Umbata Falls et
Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence).
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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
Épuisement naturel
des ressources géothermiques
Défaillance du
matériel ou activités d'exploitation et d'entretien
imprévues
Catastrophe
naturelle
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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. 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, Kokomo, Mampil, Montrose Creek, Pampa
Elvira, Peuchén, Shannon, Spartan, Umbata Falls et Viger-Denonville
comptabilisées selon la méthode de la mise en
équivalence).
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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, des charges liées à
l'exploitation et à l'entretien, des impôts fonciers, des
redevances et des coûts de l'électricité (s'il y a lieu); à
l'exception des charges d'entretien et des coûts de l'électricité,
ces charges sont prévisibles et relativement fixes et varient
essentiellement en fonction de l'inflation. Sur une base
consolidée, la Société estime le BAIIA ajusté annuel en
additionnant le résultat opérationnel prévu de toutes les
installations en exploitation dont elle consolide les résultats
(exclut Dokie, East Toba, Flat Top, Guyacán, Jimmie Creek, Kokomo,
Mampil, Montrose Creek, Pampa Elvira, Peuchén, Shannon, Spartan,
Umbata Falls et Viger-Denonville comptabilisées selon la méthode de
la mise en équivalence). Elle soustrait de ces résultats les frais
généraux et d'administration prévus qui sont constitués
principalement de salaires et de frais de bureau ainsi que les
charges prévues liées aux projets potentiels, lesquelles sont
établies à partir du nombre de projets potentiels que la Société
décide de développer et des ressources dont elle a besoin à cette
fin.
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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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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 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 pour tenir compte des prévisions de coûts
fournies par l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et
construction (IAC) dont les services ont été retenus 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 à propos de ses projets potentiels, compte tenu de sa
grande expérience en tant que promoteur.
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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
Résultat du processus
de demande de règlements d'assurance
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Intention de
soumettre des projets aux termes d'appels d'offres
La Société fournit
des indications au sujet de son intention de soumettre des projets
aux termes d'appels d'offres, compte tenu de l'état de préparation
de certains de ses Projets potentiels et de leur compatibilité avec
les modalités de ces appels d'offres.
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Risques d'ordre
réglementaire et politique
Capacité de la
Société de mettre en oeuvre sa stratégie visant à créer de la
valeur pour ses actionnaires
Capacité de conclure
de nouveaux CAÉ
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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.
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Risques liés aux
crédits d'impôt sur la production et aux CII américains et aux
modifications des taux d'imposition des sociétés
Risques liés à la
qualification des projets pour l'éligibilité au CIP ou au
CII
Taux et disponibilité
du financement par capitaux propres avantageux sur le plan
fiscal
Risques d'ordre
réglementaire et politique
Retards et
dépassements de coûts dans la conception et la construction des
projets
Obtention des
permis
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Clôture prévue du
financement sans recours de projets
La capacité de la
Société à obtenir du financement sans recours de projets, dans les
délais et au montant prévus, en appui à l'acquisition des parcs
éoliens Cartier. La valeur des actifs acquis est suffisante pour
permettre un tel financement.
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Disponibilité du
capital
Risques d'ordre
réglementaire et politique
Conditions du marché
et autres risques inhérents au financement de projets
Évaluation de la
valeur des actifs acquis et leur rendement
Rendement des
contreparties
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Cession éventuelle
de certains actifs
La capacité de la
Société à recenser les occasions d'achat, à évaluer et à réaliser
la valeur de ces actifs dans le cadre d'une cession, et sa
planification. Le fait que la Société cède certains actifs sert sa
stratégie à long terme et rehausse sa valeur.
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Évaluation précise de
la valeur des actifs cédés et de ce qu'Innergex recevra en
retour
Le fait que la
stratégie à long terme de la Société rehausse sa valeur.
Réalisation d'une
cession d'actifs dans un délai qui permette à la Société d'utiliser
cette cession en appui à l'acquisition des parcs éoliens
Cartier.
Conditions du marché
et autres risques inhérents à la clôture de telles
transactions
Risques d'ordre
réglementaire et politique
Rendement des
contreparties
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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.