- La production atteint 102 % de la moyenne à long terme pour 3 mois et 96 % de la moyenne à long terme pour 9 mois
- La production pour le trimestre est inférieure de 15 % au niveau record de l'an dernier, mais 7 % plus élevée après 9 mois
- Les produits opérationnels diminuent de 6 % à 47,5 M$ pour le trimestre; augmentent de 15 % à 132,4 M$ pour 9 mois
- Le BAIIA ajusté diminue de 8 % à 37,0 M$ pour le trimestre; augmente de 14 % à 102,1 M$ pour 9 mois
LONGUEUIL, QC, le 6 nov. 2012 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») divulgue aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le troisième trimestre terminé le 30 septembre 2012.
« Malgré de bonnes conditions hydrologiques et des régimes de vents favorables, la production n'a pu égaler le niveau record qui avait été atteint au troisième trimestre de l'an dernier » déclare Michel Letellier, président et chef de la direction de la Société. « L'eau, le vent et le soleil demeurent parmi les seules variables que la Société ne peut pas contrôler. Toutefois, la diversification de nos actifs, tant sur le plan géographique que sur celui des sources d'énergie, devrait permettre à notre performance opérationnelle d'une année à l'autre de suivre de près la production moyenne à long terme prévue » ajoute M. Letellier.
RÉSULTATS OPÉRATIONNELS
Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.
| Trois mois | Neuf mois | ||||||
| Pour les périodes terminées le 30 septembre | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |||
| Production d'électricité (MWh) | 564 617 | 666 009 | 1 606 825 | 1 501 506 | |||
| Moyenne à long terme (MWh) | 552 852 | 508 301 | 1 667 619 | 1 419 399 | |||
| Produits opérationnels | 47 549 | 50 465 | 132 353 | 115 126 | |||
| BAIIA ajusté1 | 37 006 | 40 098 | 102 084 | 89 440 | |||
| Perte nette | (728) | (21 598) | (4 788) | (22 702) | |||
| Perte nette, $ par action | (0,01) | (0,34) | (0,04) | (0,41) | |||
| 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 troisième trimestre
La production d'électricité de 564,6 GWh fut légèrement supérieure à la moyenne à long terme, en raison surtout de régimes de vents meilleurs que prévu au Québec et de conditions hydrologiques plus élevées que la moyenne en Colombie-Britannique et aux États-Unis, que compensent partiellement des conditions hydrologiques moins bonnes que prévu au Québec et en Ontario. Le parc solaire Stardale a fait mieux que sa moyenne à long terme.
Les produits opérationnels et le BAIIA ajusté ont diminué de 6 % et 8 %, respectivement pour le trimestre, principalement en raison d'une production à toutes les centrales hydroélectriques qui était inférieure au niveau record de l'an passé; cette baisse a été compensée par une production plus élevée à tous les parcs éoliens et par l'ajout du parc solaire Stardale, du parc éolien Montagne Sèche et de la phase I du parc éolien Gros-Morne.
La variation favorable de la perte nette pour le trimestre s'explique principalement par un gain net latent sur instruments financiers dérivés de 9,6 M$, comparativement à une perte nette latente de 40,5 M$ en 2011. La perte nette pour le trimestre reflète également une perte réalisée sur les instruments financiers dérivés de 14,1 M$, liée au règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek. Cette perte découle d'une baisse des taux d'intérêt de référence entre la date à laquelle les contrats à terme sur obligations ont été conclus et la date de règlement, et est contrebalancée par le taux fixe peu élevé du prêt à terme de 39 ans pour le projet Kwoiek Creek. Les contrats à terme sur obligations ont servi à protéger la valeur économique du projet jusqu'à la mise en place du financement. En excluant ces éléments, ainsi que l'économie d'impôt différé associée, la Société aurait enregistré un bénéfice net pour le trimestre de 2,7 M$ (comparativement à un bénéfice net de 8,0 M$ en 2011).
Résultats pour neuf mois
Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, la production d'électricité a atteint 1 607 GWh, ou 96 % de la moyenne à long terme de 1 668 GWh, principalement en raison de faibles débits d'eau dans toutes les centrales de l'Ontario et la plupart de celles du Québec et de la Colombie-Britannique. Malgré des régimes de vents meilleurs que prévu pour presque tous les parcs éoliens, la production d'électricité à partir du vent a été affectée par des régimes de vents plus faibles que prévu à Carleton, ainsi que par des travaux de réparation à Gros-Morne pendant le premier trimestre. La production de la centrale aux États-Unis et celle du parc solaire Stardale ont été supérieures à leur moyenne à long terme.
Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, les produits opérationnels et le BAIIA ajusté ont augmenté de 15 % et 14 %, respectivement, principalement en raison de l'ajout du parc solaire Stardale, du parc éolien Montagne Sèche et de la phase I du parc éolien Gros-Morne. L'ajout de six centrales dans le cadre de l'acquisition de Cloudworks Energy Inc. en avril 2011 explique également cette augmentation.
L'amélioration de la perte nette pour la période de neuf mois s'explique principalement par un gain net latent sur instruments financiers dérivés de 2,6 M$, comparativement à une perte nette latente de 41,9 M$ en 2011. La perte nette pour la période reflète également une perte réalisée sur les instruments financiers dérivés de 14,1 M$, liée au règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek, comme mentionné précédemment. En excluant ces éléments, ainsi que l'économie d'impôt différé associée, la Société aurait enregistré un bénéfice net de 3,8 M$ (comparativement à un bénéfice net de 7,9 M$ en 2011).
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont totalisé 49,4 M$ (33,6 M$ en 2011). Cet écart est principalement attribuable à une augmentation de 26,8 M$ des variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement et à une augmentation de 12,6 M$ du BAIIA ajusté, partiellement contrebalancées par une augmentation de 12,0 M$ des intérêts versés et par une perte réalisée de 14,1 M$ sur instruments financiers dérivés.
PROJETS EN DÉVELOPPEMENT
Centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté au dernier trimestre de 2011. Les travaux de construction progressent selon le calendrier et le budget. À la fin du troisième trimestre de 2012, les travaux d'excavation du canal de dérivation pour la prise d'eau étaient terminés, tandis que la construction de la prise d'eau et l'érection de la superstructure en acier de la centrale étaient en cours, de même que la construction de la ligne de transport et l'installation de la conduite forcée. Les activités en cours comprennent également la construction de l'habitat compensatoire pour les poissons. La Société prévoit que la construction de cette installation sera terminée au quatrième trimestre de 2013.
En juillet dernier, la Société a mis en place 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 Kwoiek Creek. Ce financement a été conclu avec un groupe de compagnies d'assurance-vie.
Centrale hydroélectrique Northwest Stave River
La construction de cette centrale hydroélectrique a débuté au dernier trimestre de 2011. Les travaux de construction progressent selon le calendrier et le budget. À la fin du troisième trimestre de 2012, les travaux de bétonnage de la centrale étaient presque terminés et la construction de l'habitat compensatoire pour les poissons avait pris fin. L'habitat compensatoire pour les poissons faisait l'objet de tests, la végétation était en voie d'être restaurée et l'installation de la conduite forcée, la prise d'eau, le batardeau et l'ouvrage de dérivation progressaient comme prévu. La Société prévoit que la construction de ce projet sera terminée au quatrième trimestre de 2013.
Parc éolien Viger-Denonville
Au troisième trimestre de 2012, le ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs (« MDDEP ») a confirmé que ce projet ne fera pas l'objet d'audiences publiques. Par conséquent, le décret gouvernemental devrait être publié au premier trimestre de 2013. L'ordre de démarrage des travaux a été donné et une commande d'achat pour le transformateur d'alimentation principal a également été exécutée pendant la période. Les activités en cours comprennent la sélection de l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction. La Société prévoit commencer les travaux de construction du projet Viger-Denonville au début de 2013.
Projets hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet
Au troisième trimestre de 2012, des demandes de propositions visant la sélection du fournisseur de turbines et de l'entrepreneur en génie civil ont été émises. Les activités en cours portent sur l'examen de l'évaluation environnementale par les gouvernements fédéral et provincial, la consultation des différentes parties prenantes et les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés. La Société prévoit commencer les travaux de construction des projets Boulder Creek et Upper Lillooet en 2013 et ceux de North Creek en 2014.
Projets hydroélectriques Tretheway Creek et Big Silver-Shovel Creek
Les activités en cours englobent la surveillance hydrométrique, les études environnementales, la consultation des différentes parties prenantes, les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés et l'avant-projet d'ingénierie. Un important jalon a été atteint le 20 août 2012 avec l'octroi par le ministère de l'Environnement et le ministère de l'Énergie, des Mines et du Gaz naturel de la Colombie-Britannique de certificats d'évaluation environnementale pour les projets. La Société prévoit commencer les travaux de construction de ces projets en 2013.
ACQUISITIONS EN COURS
Centrale hydroélectrique Magpie au Québec
Le 26 juillet 2012, la Société a annoncé qu'elle avait conclu une entente définitive visant l'acquisition, au groupe de sociétés Hydromega, de sa participation de 70 % dans la centrale hydroélectrique de 40,6 MW Magpie située dans la MRC de Minganie, dans le nord-est du Québec. Le processus de clôture progresse bien, quoique lentement, et aucune date de clôture fixe n'est donnée pour le moment. La Société travaille également avec Hydromega sur les autres acquisitions en vertu de la lettre d'intention qui a été signée au même moment.
ÉVÈNEMENTS SUBSÉQUENTS
Résiliation de la convention d'achat d'un projet éolien en Colombie-Britannique
Le 1er octobre 2012, la Société a annoncé qu'elle mettait fin à son entente visant l'acquisition du projet éolien Wildmare de 77 MW situé en Colombie-Britannique, au Canada. Malgré les efforts de part et d'autre, plusieurs des conditions de clôture n'ont pas été rencontrées à la date de clôture prescrite du 30 septembre 2012. La Société considère chacune de ces conditions comme essentielles à la réussite du projet. Après sérieuse considération, la Société a décidé de ne pas reporter la date de clôture, étant de l'avis que cela ne changerait pas le dénouement dans un délai acceptable.
Inauguration officielle du parc solaire Stardale
Le 4 octobre 2012, Innergex a célébré l'inauguration de son parc solaire Stardale lors d'une cérémonie officielle en présence de l'honorable Chris Bentley, ministre de l'Énergie de l'Ontario, Grant Crack, député de Glengarry-Prescott-Russell, et Robert Kirby, maire du Canton de Hawkesbury Est.
Clôture de l'acquisition de deux centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique
Le 12 octobre 2012, la Société a annoncé qu'elle avait complété l'acquisition annoncée précédemment des centrales hydroélectriques au fil de l'eau Brown Lake et Miller Creek situées en Colombie-Britannique, au Canada, pour un coût d'achat final de 68,6 M$. Brown Lake est une centrale de 7,2 MW qui génère une production annuelle moyenne de 51 800 MWh. L'électricité qu'elle produit fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec BC Hydro qui vient à échéance en 2016. La Société a l'intention de doubler la puissance installée de la centrale à 14,4 MW et d'augmenter sa production annuelle prévue de 27 000 MWh, pour un investissement additionnel de l'ordre de 20,0 M$. Miller Creek est une centrale de 33 MW qui génère une production annuelle moyenne de 97 900 MWh. L'électricité qu'elle produit fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec BC Hydro qui vient à échéance en 2023. La Société a l'intention d'effectuer des dépenses en immobilisations de 8,5 M$ afin 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 et d'en réduire les charges d'exploitation. Ces travaux étaient prévus pour l'automne 2012, mais seront reportés à l'automne 2013 en raison d'un processus de clôture plus long que prévu et de contraintes saisonnières.
DÉCLARATION DE DIVIDENDE
Dividendes versés aux actionnaires privilégiés
Le 6 novembre 2012, la Société a déclaré un dividende de 0,3125 $ par action privilégiée de série A qui sera versé le 15 janvier 2013 aux actionnaires privilégiés de série A inscrits à la fermeture des marchés le 31 décembre 2012.
Dividendes versés aux actionnaires ordinaires
Le 6 novembre 2012, la Société a déclaré un dividende de 0,1450 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 janvier 2013 aux actionnaires ordinaires inscrits à la fermeture des marchés le 31 décembre 2012.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
La Société tiendra une conférence téléphonique demain, le mercredi 7 novembre 2012 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 du troisième 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. Un enregistrement de la conférence sera disponible le même jour sur le site Internet de la société à www.innergex.com.
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 28 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 577 MW (puissance brute de 1 031 MW), dont 22 centrales hydroélectriques, cinq parcs éoliens et un parc solaire photovoltaïque; ii) des intérêts dans huit projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 188 MW (puissance brute de 263 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 les périodes de trois et neuf mois closes le 30 septembre 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]
www.innergex.com
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