L'AJOUT DE CAPACITÉ DE PRODUCTION AUGMENTE LES REVENUS DE 28 %
- La production d'électricité augmente de 20 % à 714,7 GWh, soit 100 % de la moyenne à long terme
- Les produits opérationnels augmentent de 28 % à 56,0 M$
- Le BAIIA ajusté augmente de 33 % à 46,2 M$
LONGUEUIL, QC, le 7 août 2012 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») divulgue aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le deuxième trimestre terminé le 30 juin 2012.
« Ces résultats reflètent la capacité d'Innergex à croitre par le développement de projets à l'interne et par acquisition », déclare Michel Letellier, président et chef de la direction de la Société. « Tandis qu'un hiver froid en Colombie-Britannique a encore une fois influencé les conditions hydrologiques de cette province en première moitié d'année, nous sommes très satisfaits de la contribution du parc solaire Stardale, qui a été mis en service en mai dernier. »
RÉSULTATS OPÉRATIONNELS
Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.
| Sommaire | Trimestre clos le 30 juin | Semestre clos le 30 juin | ||
| 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Production d'électricité (MWh) | 714 700 | 595 317 | 1 042 208 | 835 497 |
| Moyenne à long terme (MWh) | 712 005 | 654 060 | 1 114 831 | 911 096 |
| Produits opérationnels | 56 047 | 43 845 | 84 804 | 64 661 |
| BAIIA ajusté 1 | 46 196 | 34 618 | 65 079 | 49 342 |
| Perte nette | (11 865) | (6 834) | (4 060) | (1 104) |
| Perte nette, $ par action | (0,12) | (0,09) | (0,03) | (0,04) |
| 1 | Le BAIIA ajusté est défini comme étant les produits opérationnels moins les charges opérationnelles, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. |
Résultats du deuxième trimestre
L'augmentation de la production d'électricité, des produits opérationnels et du BAIIA enregistrée au cours du deuxième trimestre clos le 30 juin 2012 découle principalement de l'ajout des parcs éoliens Montagne Sèche et Gros-Morne I au Québec, et du parc solaire Stardale en Ontario.
La production d'électricité était légèrement supérieure à la moyenne à long terme, en raison de conditions hydrologiques meilleures que prévu au Québec et aux États-Unis, que compensent partiellement de moins bonnes conditions hydrologiques en Ontario et des régimes de vents moins élevés que prévu aux parcs Baie-des-Sables et Carleton. Pour sa part, le parc solaire Stardale a fait mieux que sa moyenne à long terme prévue.
Pour le trimestre clos le 30 juin 2012, la perte nette plus importante reflète une perte nette latente sur instruments financiers dérivés de 28,0 M$ (10,9 M$ en 2011), ainsi qu'une économie d'impôt différé associée de 7,3 M$ (2,9 M$ en 2011). En excluant ces éléments, la Société aurait enregistré un bénéfice net de 8,9 M$ pour le trimestre (1,1 M$ en 2011).
Résultats pour le semestre
Pour le semestre clos le 30 juin 2012, la production d'électricité a augmenté de 25 %, les produits opérationnels ont augmenté de 31 % et le BAIIA ajusté a augmenté de 32 %. Ces augmentations reflètent l'ajout des installations de Montagne Sèche, Gros-Morne I et Stardale, ainsi que des six centrales hydroélectriques au fil de l'eau qui faisaient partie de l'acquisition de Cloudworks datée du 4 avril 2011.
Pendant la première moitié de l'année, la production d'électricité a atteint 93 % de la moyenne à long terme (92 % en 2011), principalement en raison de faibles débits d'eau à toutes les installations de la Colombie-Britannique et de l'Ontario. Les régimes de vents plus faibles que prévu ont affecté la production de presque tous les parcs éoliens. La production a également été affectée par les réparations à Gros-Morne I rendues nécessaires à la suite d'un délestage survenu en décembre 2011. La centrale hydroélectrique située aux États-Unis, ainsi que la plupart des centrales hydroélectriques du Québec ont performé au-delà de leur moyenne à long terme.
La performance globale des installations de la Société pour le semestre clos le 30 juin 2012 démontre les avantages de la diversification géographique et la complémentarité des productions hydrologique, éolienne et solaire.
La perte nette plus importante pour le semestre clos le 30 juin 2012 reflète une perte nette latente sur instruments financiers dérivés de 7,0 M$ (1,4 M$ en 2011), ainsi que l'économie d'impôt différé associée de 1,8 M$ (0,4 M$ en 2011). En excluant ces éléments, la Société aurait enregistré un bénéfice net de 1,1 M$ (comparativement à une perte nette de 0,1 M$ en 2011) pour cette période.
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Pour le semestre clos le 30 juin 2012, les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles ont atteint 33,5 M$ (18,8 M$ en 2011). Cette hausse résulte principalement d'une augmentation du 15,7 M$ du BAIIA ajusté, d'une baisse de 1,5 M$ des coûts de transaction et d'une baisse de 8,7 M$ de la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel.
PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
Parc éolien Gros-Morne II
La construction de ce parc éolien a commencé au deuxième trimestre de 2010. Comme prévu, les activités de construction ont cessé pendant la période hivernale et ont repris pendant la deuxième semaine de mai 2012. À la fin du mois de juin, 26 des 74 turbines avaient été érigées. La Société prévoit que ce projet sera terminé d'ici le 1er décembre 2012.
Centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
La construction de cette centrale hydroélectrique a commencé au quatrième trimestre de 2011. À la fin du deuxième trimestre de 2012, les travaux d'excavation pour le canal de dérivation pour la prise d'eau étaient presque terminés et les travaux de bétonnage à la centrale étaient bien entamés. Les travaux d'excavation de la conduite forcée et de construction de la ligne de transport se poursuivaient. Les travaux portent actuellement sur l'installation de la conduite forcée et la construction du canal de l'habitat compensatoire pour les poissons. La Société prévoit que la construction de cette installation sera terminée au quatrième trimestre de 2013.
Centrale hydroélectrique Northwest Stave River
La construction de cette centrale hydroélectrique a commencé au quatrième trimestre de 2011. À la fin du deuxième trimestre de 2012, l'excavation pour la centrale était presque terminée, l'excavation pour la conduite forcée était commencée et le déblaiement du site de la prise d'eau se poursuivait. Les travaux portent actuellement sur la construction de la ligne de transport, du barrage de dérivation et du batardeau. La Société prévoit que la construction de ce projet sera terminée au quatrième trimestre de 2013.
Parc éolien Viger-Denonville
Les activités en cours portent sur les études environnementales, les consultations avec les diverses parties prenantes et les demandes de permis pertinents. La Société prévoit commencer la construction de ce projet au printemps de 2013.
Projets hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet
Les activités en cours portent sur la surveillance hydrométrique, les études environnementales, les consultations avec les diverses parties prenantes, les demandes de permis pertinents et les avant-projets d'ingénierie. Une étape importante a été franchie le 28 mai 2012 lorsque l'évaluation environnementale du projet a été acceptée pour révision par le Bureau d'évaluation environnementale. La Société prévoit commencer la construction des projets Boulder Creek et Upper Lillooet en 2013 et celle du projet North Creek en 2014.
Projets hydroélectriques Tretheway Creek et Big Silver-Shovel Creek
Les activités en cours portent sur la surveillance hydrométrique, les études environnementales, les consultations avec les diverses parties prenantes, les demandes de permis pertinents et les avant-projets d'ingénierie. La Société prévoit commencer la construction de ces projets en 2013.
ÉVÈNEMENTS SUBSÉQUENTS
Acquisition de deux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique
Le 14 juin 2012, la Société a annoncé qu'elle avait conclu une entente définitive avec Capital Power Corp. visant l'acquisition de toutes les unités de l'entité propriétaire des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek situées en Colombie-Britannique. Le coût d'achat de ces actifs est de l'ordre de 69,2 M$. Brown Lake est une centrale de 7,2 MW dont la production annuelle moyenne est de 51 800 MWh. Toute l'électricité produite fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec BC Hydro qui vient à échéance en 2016. La Société prévoit de doubler la puissance installée de la centrale à 14,4 MW et d'augmenter sa production annuelle moyenne de 27 000 MWh, moyennant un investissement de l'ordre de 20,0 M$. Miller Creek est une centrale de 33,0 MW dont la production annuelle moyenne est de 97 900 MWh. Toute l'électricité produite fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec BC Hydro qui vient à échéance en 2023. La Société prévoit d'améliorer la conduite forcée et la prise d'eau, ce qui devrait permettre d'augmenter la production annuelle de la centrale de 4 895 MWh, moyennant un investissement de l'ordre de 8,5 M$.
Financement du projet hydroélectrique de Kwoiek Creek
Le 17 juillet 2012, la Société a annoncé que Kwoiek Creek Resources Limited Partnership avait conclu un financement de projet sans recours aux fins de la construction et d'un emprunt à terme de 168,5 M$ pour le projet de centrale hydroélectrique au fil de l'eau Kwoiek Creek. Le prêt de construction portera un taux d'intérêt fixe de 5,075 %; il sera ensuite converti en prêt à terme de 39 ans lors de la mise en service du projet et il sera amorti sur une période de 36 ans à compter de la troisième année. Ce financement a été conclu avec un groupe de compagnies d'assurance composé de La Compagnie d'Assurance-Vie Manufacturers, à titre d'agent et de prêteur principal, ainsi que de La Compagnie d'Assurance du Canada sur la Vie et de La Great-West, compagnie d'assurance-vie, à titre de prêteurs.
Augmentation de 75,0 M$ de la facilité de crédit
Le 17 juillet 2012, la Société a annoncé qu'elle avait exercé en partie l'option accordéon sur sa facilité de crédit rotatif à terme, augmentant sa capacité d'emprunt de 350,0 M$ à 425,0 M$. Toutes les modalités du prêt demeurent inchangées, y compris l'échéance du mois d'août 2016.
Entente de partenariat avec la Mi'gmawei Mawiomi
Le 20 juillet 2012, la Société et la Mi'gmawei Mawiomi (la Nation Mi'gmaq du Québec) ont annoncé qu'elles avaient conclu une entente de partenariat visant le développement, le financement, la construction et l'exploitation d'un parc éolien de 150 MW dans la péninsule gaspésienne au Québec. Les deux partenaires comptent donc soumettre le projet dans le cadre du programme éolien autochtone de 250 MW compris dans un appel d'offres éolien totalisant 700 MW annoncé plus tôt la même journée par le gouvernement du Québec.
Acquisition d'un projet de parc éolien en Colombie-Britannique
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé qu'elle avait conclu une entente définitive avec Finavera Wind Energy visant l'acquisition du projet de parc éolien Wildmare situé en Colombie-Britannique. Le coût d'achat de cet actif sera d'environ 22,0 M$. Toute l'électricité produite fera l'objet d'un contrat d'achat d'électricité de 25 ans avec BC Hydro, dont le prix d'achat sera rajusté annuellement en fonction d'une portion de l'indice des prix à la consommation. Wildmare aura une puissance installée totale de 77 MW et une production annuelle moyenne estimée à 238 200 MWh. La Société est d'avis que la mise en service de ce projet, présentement au stade de l'obtention de permis, se fera en 2015. Le coût total du projet sera de l'ordre de 217,0 M$ et sera financé environ aux deux tiers par un prêt à terme, la portion restante provenant des capitaux propres de la Société.
Acquisition d'une centrale hydroélectrique au Québec
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé qu'elle avait conclu une entente définitive avec le groupe de sociétés Hydromega (« Hydromega ») visant l'acquisition de sa participation de 70 % dans la centrale Magpie située dans la MRC de Minganie, dans le nord-est du Québec. Le coût d'achat de cet actif sera de l'ordre de 30,3 M$, plus la prise en charge d'une dette à taux fixe liée au projet de l'ordre de 52,0 M$. Magpie est une centrale hydroélectrique au fil de l'eau de 40,6 MW dont la production annuelle moyenne est de 185 000 MWh. Toute l'électricité produite fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité de 25 ans avec Hydro-Québec.
La Société a également signé une convention de dépôt, ainsi qu'une lettre d'intention avec Hydromega visant l'acquisition de sa participation dans six autres sites, dont une centrale hydroélectrique de 30,5 MW située au Québec, quatre projets hydroélectriques en construction d'une puissance installée globale de 22,0 MW situés en Ontario, et un projet hydroélectrique en développement d'une puissance installée de 10,0 MW, également situé en Ontario.
Placement privé d'actions ordinaires de 123,7 M$
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé qu'elle avait conclu un placement privé avec la Caisse de dépôt et placement du Québec et un autre investisseur institutionnel visant l'émission de 12 040 499 actions ordinaires au prix de 10,27 $ l'action, pour un produit brut de 123,7 M$. Cette somme servira à financer les acquisitions annoncées récemment par la Société, notamment les centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek, le projet éolien Wildmare et la centrale hydroélectrique Magpie.
RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT DE DIVIDENDES (RDD)
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé que son conseil d'administration avait récemment approuvé la mise en place d'un régime de réinvestissement de dividendes pour ses actionnaires. Le régime offrira aux actionnaires ordinaires admissibles l'occasion de réinvestir une partie ou la totalité des dividendes qu'ils reçoivent dans des actions supplémentaires de la Société, sans avoir à payer de frais, tels que des frais de courtage ou de service. Les actions seront achetées sur le marché libre ou au moyen de l'émission de nouvelles actions. D'autre part, le conseil d'administration a élu, et ce, jusqu'à nouvel ordre, que les actions achetées dans le cadre du régime proviendraient de l'émission de nouvelles actions et que leur prix d'achat ferait l'objet d'un escompte de 2,5 % pour les actionnaires participants.
L'adhésion au RRD de la Société débutera le 31 août 2012, sous réserve de l'approbation de la Bourse de Toronto. Dès le 31 août 2012, les actionnaires admissibles pourront obtenir une trousse d'information à propos du régime, y compris un exemplaire du Régime de réinvestissement de dividendes et le formulaire d'adhésion, à partir du site Web de Computershare. L'information se trouvera également sur le site Web de la Société au www.innergex.com, dans la section Investisseurs.
DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Dividendes versés aux actionnaires privilégiés
Le 7 août 2012, la Société a déclaré un dividende de 0,3125 $ par action privilégiée de série A qui sera versé le 15 octobre 2012 aux actionnaires privilégiés de série A inscrits à la fermeture des marchés le 28 septembre 2012.
Dividendes versés aux actionnaires ordinaires
Le 7 août 2012, la Société a déclaré un dividende de 0,1450 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 octobre 2012 aux actionnaires ordinaires inscrits à la fermeture des marchés le 28 septembre 2012.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
La Société tiendra une conférence téléphonique demain, le mercredi 8 août 2012 à 10 h HAE. 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 du deuxième trimestre. 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. Les membres des médias et du public peuvent également assister à la conférence téléphonique, en mode écoute seulement. Il sera possible d'écouter un enregistrement de la conférence au 1 855 859-2056 (code 99363385 #) jusqu'au 15 août 2012 à 23 h 59 HAE.
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 26 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 494 MW (puissance brute de 880 MW), dont 20 centrales hydroélectriques, cinq parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans 9 projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 231 MW (puissance brute de 374 MW), pour lesquels des contrats d'achat d'électricité ont été obtenus; et iii) des projets potentiels d'une puissance nette totale de 2 904 MW (puissance brute de 3 127 MW). Innergex énergie renouvelable inc. est notée BBB- par S&P et BBB (faible) par DBRS.
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.
Mise en garde sur les mesures financières non conformes aux IFRS
Les états financiers consolidés pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012 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 ses capacités de production et de génération de liquidités, et facilitent la comparaison des résultats pour différentes périodes. Le BAIIA ajusté n'est pas une mesure reconnue par les IFRS et n'a pas de définition normalisée prescrite par les IFRS. Les références au « BAIIA ajusté » comprises dans le présent communiqué visent comme étant les produits opérationnels moins les charges opérationnelles, les frais généraux et administratifs et les charges liées aux projets potentiels. Les investisseurs sont avisés que ces mesures non conformes aux IFRS ne doivent pas être considérées comme un substitut au résultat net déterminé conformément aux IFRS.
Mise en garde concernant l'information prospective
En vue d'informer les actionnaires et les investisseurs éventuels sur les perspectives d'avenir de la Société, le présent communiqué peut contenir de l'information prospective au sens des lois sur les valeurs mobilières (l'« information prospective »). L'information prospective se reconnait généralement à l'emploi de termes tels que « environ », « approximatif », « potentiel », « pourrait », « fera », « pouvoir », « estimer », « anticiper », « planifier », « prévoir », « ne prévoit pas », « est prévu », « budget », « planifier », « perspectives », « a l'intention de » ou « croit » et d'autres termes semblables indiquant que certains événements se produiront.
L'information prospective comprend l'information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles que les revenus projetés, les coûts de constructions projetés ou le prix approximatif des acquisitions afin d'informer les investisseurs et les actionnaires de l'impact financier potentiel des acquisitions récemment annoncées ou des résultats escomptés; cette information peut ne pas être appropriée à d'autres fins.
Cette information prospective exprime, en date du présent communiqué, les estimations, prévisions, projections, attentes ou opinions d'Innergex à l'égard d'événements ou de résultats futurs. L'information prospective comporte des risques connus et inconnus, des incertitudes et d'autres facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats et le rendement de la Société diffèrent considérablement des résultats et du rendement futurs exprimés ou sous-entendus dans l'information prospective. Les risques et les incertitudes importants pouvant entraîner un écart considérable entre les résultats et les développements réels et les attentes actuelles indiquées dans le présent communiqué comprennent, sans s'y limiter : (i) la concrétisation de la stratégie; (ii) les sources de financement; (iii) les instruments financiers dérivés; (iv) les conditions hydrologiques, éoliennes et solaires; (v) défaut de conclure les transactions récemment annoncées; (vi) la construction et la conception; (vii) le développement de nouvelles installations; (viii) le rendement des projets; (ix) les permis; * les défaillances de l'équipement; (xi) les risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement; (xii) les taux d'intérêt et les risques liés au refinancement; (xiii) l'effet de levier financier et les clauses restrictives; et (xiv) les relations avec les services publics. Bien que la Société soit d'avis que les attentes exprimées dans l'information prospective sont fondées sur des hypothèses raisonnables et valides, il existe un risque que l'information prospective soit incorrecte. Les lecteurs du présent communiqué sont ainsi mis en garde de ne pas se fier indûment à cette information prospective. Toute information prospective, qu'elle soit écrite ou verbale, imputable à Innergex ou à une personne qui agit en son nom, est expressément présentée sous réserve de ces avertissements. 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 ENERGIE 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
Directrice - Relations avec les investisseurs
450 928-2550, poste 222
[email protected]
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