Innergex divulgue ses résultats de l'exercice 2013

LA SOCIÉTÉ COMPLÈTE UNE AUTRE ANNÉE BIEN REMPLIE ET AUGMENTE LE DIVIDENDE

• La production augmente de 13 % à 2 382 GWh pour l'exercice et atteint 95 % de la moyenne à long terme
• Les produits opérationnels augmentent de 12 % à 198,3 M$ et le BAIIA ajusté augmente de 11 % à 148,9 M$
• Les résultats du quatrième trimestre sont affectés par de faibles conditions hydrologiques en Colombie-Britannique
• Le conseil d'administration déclare une augmentation du dividende de 0,02 $ à 0,60 $ par action ordinaire sur une base annuelle
  
  

LONGUEUIL, QC, le 25 févr. 2014 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») divulgue aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour l'exercice clos le 31 décembre 2013.

« Nos résultats de 2013 reflètent plusieurs réalisations, y compris l'achèvement de deux centrales hydroélectriques et le début de la construction de trois projets hydroélectriques en Colombie-Britannique, la mise en service d'un parc éolien et l'acquisition d'une centrale hydroélectrique au Québec, et la négociation d'un contrat d'achat d'électricité pour un projet éolien, également au Québec. Nous sommes satisfaits de la contribution de ces réalisations et de la performance globale de nos sites en exploitation, malgré des résultats décevants au quatrième trimestre en raison principalement de faibles précipitations en Colombie-Britannique », déclare M. Letellier, président et chef de la direction de la Société.

« À la suite de l'ajout de quatre installations en exploitation au cours des derniers mois, le Conseil d'administration a décidé d'augmenter le dividende versé à nos actionnaires ordinaires de 3,4 % à 0,60 $ sur une base annuelle », ajoute M. Letellier.

RÉSULTATS OPÉRATIONNELS

	Périodes de trois mois closes le 31 décembre				Exercices clos le 31 décembre
Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens,	2013		2012^2		2013		2012^2
sauf indication contraire.			(retraités)^3				(retraités)^3
Production d'électricité (MWh)	496 613		531 564		2 381 820		2 104 945
Moyenne à long terme (MWh)	608 787		538 835		2 502 562		2 169 182
Produits	41 365		47 117		198 259		176 655
BAIIA ajusté^1	25 565		34 247		148 916		133 792
Bénéfice net (Perte nette)	3 421		(595)		45 431		(5 383)
Bénéfice net (perte nette), $ par action^2	0,05		(0,00)		0,43		(0,03)
Flux de trésorerie disponibles^1	N/A		N/A		58 982		43 897
Ratio de distribution^1	N/A		N/A		93 %		115 %

^1	Veuillez vous reporter à la section « Mise en garde concernant l'information prospective » pour la définition du BAIIA ajusté, des Flux de trésorerie disponibles et du Ratio de distribution.
^2	Le bénéfice net (la perte nette) par action est le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux propriétaires de la société mère, moins le dividende déclaré sur les actions privilégiées, divisé(e) par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation.
3	Les résultats de 2012 ont été retraités pour tenir compte de l'application de la norme IFRS 11.

Résultats annuels

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la production d'électricité a atteint 2 382 GWh, soit 95 % de la production moyenne à long terme (PMLT). Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 93 % de leur PMLT. En Ontario et au Québec, les débits d'eau sont demeurés supérieurs à la moyenne dans la plupart des installations pendant tout l'exercice. En Colombie-Britannique, des débits d'eau supérieurs à la moyenne dans la plupart des centrales aux deuxième et troisième trimestres n'ont pu neutraliser l'hydrologie inférieure à la moyenne aux premier et quatrième trimestres, cette province ayant connu l'une des années les plus sèches de son histoire, avec des précipitations d'environ 30 % inférieures à la moyenne. Dans l'ensemble, les parcs éoliens ont produit 101 % de leur PMLT, les régimes de vent supérieurs à la moyenne au troisième trimestre ayant été suffisants pour contrebalancer des régimes de vent inférieurs à la moyenne aux premier, deuxième et quatrième trimestres. La parc solaire Stardale a produit 103 % de sa PMLT.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a enregistré des produits de 198,3 M$ comparativement à $176,7 M$ en 2012, et un BAIIA ajusté de 148,9 M$, comparativement à 133,8 M$ en 2012. Ces augmentations de 12 % et 11 %, respectivement sont attribuables principalement à l'apport sur un exercice complet du parc solaire Stardale mis en service en mai 2012 et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek acquises en octobre 2012, à l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne en novembre 2012 et à l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. Ces contributions ont été partiellement contrebalancées par un volume de production moindre en Colombie-Britannique et aux États-Unis, comparativement à l'an dernier, ce qui a donné lieu à des produits moins élevés pour absorber les charges opérationnelles et les frais généraux et administratifs, lesquels ne sont pas directement reliés au volume de production.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 45,4 M$ (bénéfice net de 0,43 $ par action, de base et dilué), comparativement à une perte nette de 5,4 M$ (perte nette de 0,03 $ par action, de base et diluée) en 2012. Cette variation est attribuable principalement aux facteurs précités et à un gain net latent plus élevé et une perte nette réalisée moindre sur les produits financiers dérivés en 2013, comparativement à 2012. En excluant les gains nets latents et les pertes nettes réalisées sur les instruments financiers dérivés, ainsi que l'impôt qui s'y rapporte, le bénéfice net pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 aurait été de 12,6 M$, comparativement à une perte nette de 1,1 M$ en 2012.

Flux de trésorerie disponibles et Ratio de distribution

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a généré des Flux de trésorerie disponibles de 59,0 M$, comparativement à 43,9 M$ en 2012. Cette augmentation est principalement attribuable à des flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles plus élevés, grâce à l'augmentation du nombre de sites en exploitation, partiellement contrebalancés par le début de la période de remboursement de plusieurs dettes liées aux projets (Rutherford Creek, Stardale, Montagne Sèche), ainsi que par des dividendes sur les actions privilégiées plus élevés à la suite de l'émission d'actions privilégiées de série C en décembre 2012.

Le Ratio de distribution représente les dividendes déclarés sur les actions ordinaires divisés par les Flux de trésorerie disponibles.  La Société estime que c'est une mesure de sa capacité à maintenir les dividendes actuels et à les augmenter, et de sa capacité à financer sa croissance. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, la Société a déclaré des dividendes de 0,58 $ par  action ordinaire, le même montant qu'en 2012. Ces dividendes représentent 93 % des Flux de trésorerie disponibles, comparativement à 115 % l'an dernier. Cette amélioration est principalement attribuable à l'augmentation des Flux de trésorerie disponibles expliquée précédemment.

Résultats du quatrième trimestre

Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, les sites en exploitation de la Société ont produit 497 GWh d'électricité, soit 82 % de la PMLT. Dans l'ensemble, les centrales hydroélectriques ont produit 74 % de leur PMLT, les débits d'eau supérieurs à la moyenne dans la plupart des centrales en Ontario et au Québec n'ayant pas été suffisants pour contrebalancer des débits inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-Unis. Les niveaux de production en Colombie-Britannique ont été affectés par l'une des années les plus sèches de l'histoire, ainsi que par la fermeture de la centrale Miller Creek entre le 8 août et le 13 novembre en raison d'un programme d'améliorations des immobilisations. Dans l'ensemble, les parc éoliens ont produit 95 % de leur PMLT, en raison de régimes de vent inférieurs à la moyenne, à l'exception de Baie-des-Sables où les régimes de vent ont correspondu à la moyenne. Le parc solaire Stardale a produit 100 % de sa PMLT.

Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, la Société a enregistré des produits de 41,4 M$, comparativement à 47,1 M$ en 2012, et un BAIIA ajusté de 25,6 M$, comparativement à 34,2 M$ en 2012, en raison principalement de débits d'eau inférieurs à la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-Unis, comparativement à des débits d'eau supérieurs à la moyenne pour la même période en 2012, ce qui a plus que contrebalancé l'apport sur un trimestre complet des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek acquises en octobre 2012 et de l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne et l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. La plus forte baisse du BAIIA ajusté est attribuable principalement au fait que les charges opérationnelles et les frais généraux et administratifs ont augmenté en raison du plus grand nombre de sites en exploitation de la Société et que ces charges et ces frais ne sont pas directement reliés au volume de production.

Pour la période de trois mois close le 31 décembre 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 3,4 M$ (bénéfice net de 0,05 $ par action, de base et diluée), comparativement à une perte nette de 0,6 M$ en 2012 (une perte nette de 0,00 $ par action, de base et diluée). Cette amélioration est attribuable principalement à un gain net latent sur instruments financiers dérivés de 11,7 M$, comparativement à un gain net latent de 5,3 M$ en 2012, qui a contrebalancé la baisse du BAIIA ajusté durant le quatrième trimestre de 2013. En excluant ces gains nets latents sur produits financiers dérivés, ainsi que l'impôt qui s'y rapporte, la Société aurait enregistré une perte nette de 5,5 M$ au quatrième trimestre clos le 31 décembre 2013, comparativement à une perte nette de 4,9 M$ en 2012.

FAITS SAILLANTS 2013

• Le parc éolien de 24,6 MW Viger-Denonville, développé en partenariat avec la Municipalité régionale de comté de Rivière-du-Loup, a été construit durant l'année et mis en service le 19 novembre.
  
  
• Les centrales hydroélectriques Northwest Stave River (17,5 MW) et Kwoiek Creek (49.9 MW) ont été complétées en décembre et leur mise en service est entrée en vigueur le 18 décembre 2013 et le 1^er janvier 2014, respectivement.
  
  
• Les activités de construction ont commencé pour les projets hydroélectriques Tretheway Creek, Upper Lillooet River et Boulder Creek en Colombie-Britannique.
  
  
• L'acquisition de la centrale hydroélectrique de 40,6 MW Magpie a été complétée le 25 juillet.
  
  
• En mai, le partenaire de la Société, l'Assemblée des communautés Mi'gmaq du Québec, s'est vu attribuer 150 MW pour un projet éolien en Gaspésie, Québec. En décembre, les partenaires ont signé une lettre d'intention avec Hydro-Québec Distribution pour un contrat d'achat d'électricité de 20 ans, sous réserve d'un décret en conseil du gouvernement du Québec.
  
  
• Trois financements de projet totalisant 186,5 M$ ont été complétés, y compris celui de 61,7 M$ pour le parc éolien Viger-Denonville, celui de 72,0 M$ pour la centrale hydroélectrique Northwest Stave River et celui de 52,8 M$ pour le refinancement du parc éolien Carleton. La facilité à terme de crédit rotatif de la Société a également été prolongée jusqu'en 2018.
  
  
• Un programme d'améliorations des immobilisations de 7,0 M$ à la centrale Miller Creek a été complété, permettant d'augmenter de 5 % sa production moyenne à long terme.
  
  
• La Société a signé une lettre d'intention et un protocole d'entente sur le savoir traditionnel avec la Première Nation Saik'uz concernant le développement d'un projet éolien d'environ 210 MW en Colombie-Britannique. Ce projet fait présentement l'objet d'une évaluation environnementale.
  
  
• En décembre, la Société a été ajoutée à l'indice composé S&P/TSX, ainsi qu'à l'indice de dividendes composé S&P/TSX, l'indice de revenus sur les actions S&P/TSX et l'indice composé à faible volatilité S&P/TSX.

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT

Projet hydroélectrique Tretheway Creek

Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté en octobre 2013. L'installation du camp de construction est complétée et les travaux de déboisement et d'excavation en vue de la mise en place de la prise d'eau, de la conduite forcée et de la centrale sont en cours. Les coûts de projet estimés ont été ajustés de 108,5 M$ à 111,5 M$ pour tenir compte des pressions inflationnistes exercées sur les coûts de construction en Colombie-Britannique. Au quatrième trimestre, la Société a entamé un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés. Ce programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant à toute fin pratique l'exposition de ce projet aux fluctuations des taux d'intérêt.

Projets hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet (le "Projet hydroélectrique Upper Lillooet")

Les travaux de construction des centrales hydroélectriques Upper Lillooet River et Boulder Creek ont débuté en octobre 2013. Les études géotechniques portant sur la centrale et la prise d'eau à Upper Lillooet River sont terminées et les travaux de préparation du camp de construction à Boulder Creek sont en cours. Le déboisement en vue de l'installation de la ligne de transport conjointe est également en cours. Comme prévu, les activités de construction ont cessé pendant l'hiver et reprendront au printemps 2014. Les coûts de projet estimés ont été ajustés pour tenir compte d'une réaffectation de coûts entre les deux projets. Au quatrième trimestre, la Société a entamé un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ces projets jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés. Ce programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant à toute fin pratique l'exposition de ces projets aux fluctuations des taux d'intérêt.

Projet hydroélectrique Big Silver Creek

Le projet a obtenu ses droits de propriété foncière et son permis d'utilisation de l'eau du gouvernement provincial. Les autres permis sont en voie d'être obtenus et aucun obstacle technique n'est en vue. Le fournisseur de turbines et de générateurs a été sélectionné et la construction de ce projet devrait commencer au printemps 2014, une fois l'autorisation d'entreprendre les travaux obtenue. La Société négocie actuellement avec des entrepreneurs en travaux de génie civil et des entrepreneurs pour la construction de la ligne de transport. À la lumière de ces négociations, les coûts de projet estimés ont été ajustés de 191,8 M$ à 216,0 M$ pour tenir compte des pressions inflationnistes exercées sur les coûts de construction en Colombie-Britannique, notamment la galerie d'amenée. Au quatrième trimestre, la Société a entamé un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés. Ce programme de couverture a été complété, pour l'essentiel, en janvier 2014, éliminant à toute fin pratique l'exposition de ce projet aux fluctuations des taux d'intérêt.

Projet éolien Mesgi'g Ugju's'n

En décembre 2013, la Société et son partenaire Mi'gmaq ont signé une lettre d'intention avec Hydro-Québec Distribution pour un contrat d'achat d'électricité de 20 ans, sous réserve d'un décret en conseil du gouvernement du Québec. Des journées portes ouvertes ont été tenues, ainsi qu'une séance d'information dans le cadre du processus d'évaluation du Bureau des audiences publiques sur l'environnement. Des négociations sont en cours avec des fournisseurs de turbines potentiels. Les activités de pré-construction devraient débuter en 2014 et les travaux de construction en 2015; la mise en service est prévue pour la fin de 2016. Lorsqu'elle aura signé un contrat d'achat d'électricité, la Société a l'intention d'entamer un programme de couverture afin de fixer le taux d'intérêt lié au financement de ce projet jusqu'à la clôture du financement, au moyen d'instruments financiers dérivés.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Dividendes versés aux actionnaires privilégiés

Le 25 février 2014, la Société a déclaré un dividende de 0,3125 $ par action privilégiée de série A qui sera versé le 15 avril 2014 aux actionnaires privilégiés de série A inscrits à la fermeture des marchés le 31 mars 2014.

Le 25 février 2014, la Société a déclaré un dividende de 0,359375 $ par action privilégiée de série C qui sera versé le 15 avril 2014 aux actionnaires privilégiés de série C inscrits à la fermeture des marchés le 31 mars 2014.

Dividendes versés aux actionnaires ordinaires

Le 25 février 2014, la Société a déclaré un dividende de 0,15 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 avril 2014 aux actionnaires ordinaires inscrits à la fermeture des marchés le 31 mars 2014. Sur une base annuelle, cela représente une augmentation de 0,02 $ à 0,60 $ par action ordinaire.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE ET WEBDIFFUSION - RAPPEL

La Société tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion demain, le mercredi 26 février 2014 à 10 h HE. M. Michel Letellier, président et chef de la direction d'Innergex et M. Jean Trudel, chef de la direction des investissements et vice-président principal - Communications présenteront les résultats de l'exercice 2013 et les objectifs de 2014 de la Société. Les investisseurs et les analystes financiers sont invités à participer à la conférence en composant le 647 427-7450 ou le 1 888 231-8191, et d'accéder à la webdiffusion en visitant le http://services.choruscall.ca/links/innergexend13.html, ou encore le site Internet de la Société à www.innergex.com. Les membres des médias et du public peuvent également assister à la conférence téléphonique et la webdiffusion, en mode écoute seulement. Un enregistrement de la conférence et de la webdiffusion sera disponible le même jour sur le site Internet de la Société.

À propos d'Innergex énergie renouvelable inc.

Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) est un chef de file canadien de l'industrie de l'énergie renouvelable. En activité depuis 1990, 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, en Colombie-Britannique et dans l'Idaho, aux États-Unis. Son portefeuille d'actifs comprend actuellement : i) des intérêts dans 32 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 672 MW (puissance brute de 1 164 MW), dont 25 centrales hydroélectriques, six parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans cinq projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 210 MW (puissance brute de 321 MW), pour lesquels des contrats d'achat d'électricité ont été obtenus; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale de 2 900 MW (puissance brute de 3 125 MW). Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P et BB (élevé) par DBRS (notation non sollicitée).

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 rendement sur le capital élevé, et de distribuer un dividende stable.

Mesures financières non conformes aux IFRS

Les états financiers consolidés pour l'exercice clos le 31 décembre 2013 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, 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 » comprises dans le présent communiqué visent les produits opérationnels moins les charges opérationnelles, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. Les références aux « Flux de trésorerie disponibles » visent les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel, moins les dépenses en immobilisations liées à l'entretien et nettes des produits de cession, le remboursement prévu du principal de la dette, les dividendes déclarés sur les actions privilégiées et la portion des Flux de trésorerie disponibles attribuée aux participations de donnant pas le contrôle, ainsi que des ajustements correspondant aux entrées ou aux sorties de trésorerie qui ne sont pas représentatives de la capacité de génération de trésorerie à long terme de la Société et qui comprennent les coûts de transaction liés à des acquisitions, les pertes ou gains réalisés sur instruments financiers dérivés utilisés pour fixer les taux d'intérêt sur les dettes liées aux projets, et les montants reçus par des filiales non entièrement détenues au titre de services de transmission devant être fournis à d'autres filiales. 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 ces mesures non conformes aux IFRS ne doivent pas être considérées comme un substitut au résultat net déterminé conformément aux IFRS.

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, telle que les coûts de construction projetés, afin d'informer les lecteurs de l'impact financier potentiel des projets en développement. Cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.

L'information prospective dans ce communiqué est basée sur certaines principales hypothèses 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
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 de 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 incrémentiels 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 ces 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 Disponibilité du financement et fluctuations des taux d'intérêt Relations avec les parties prenantes Risques règlementaires et politiques

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; sa capacité à accéder à des ressources en capital suffisantes; le risque de liquidité associé aux instruments financiers dérivés; les fluctuations des régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la conception et la construction de projets; la capacité de développer de nouvelles installations; la variabilité du rendement des installations et les pénalités afférentes; et la capacité d'obtenir de nouveaux contrats d'achat d'électricité.

Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables et valides, 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 document ou par suite d'événements imprévus, à moins que la Loi ne l'exige.

SOURCE : Innergex énergie renouvelable inc.

Jean Trudel, MBA
Chef de la direction des investissements et
Vice-président principal - Communications
450 928-2550, poste 252
[email protected]

Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Relations avec les investisseurs
450 928-2550, poste 222
[email protected]

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