Innergex divulgue ses résultats du troisième trimestre 2013

DE SOLIDES RÉSULTATS À LA FAVEUR DE LA DISPONIBILITÉ DES RESSOURCES ET DES AJOUTS DE CAPACITÉ

• La production augmente de 26 % pour le trimestre et de 20 % pour 9 mois
• Les produits opérationnels augmentent de 23 % à 58,0 M$ pour le trimestre, et de 21 % à 156,9 M$ pour 9 mois
• Le BAIIA ajusté augmente de 27 % à 46,7 M$ pour le trimestre, et de 24 % à 123,4 M$ pour 9 mois
• La production atteint 106 % de la moyenne à long terme pour le trimestre, et 100 % pour 9 mois
• La construction débute à trois projets hydroélectriques en Colombie-Britannique en octobre
  
• La centrale hydroélectrique Kwoiek Creek commence à produire de l'électricité à la fin octobre
  

LONGUEUIL, QC, le 5 nov. 2013 /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 2013.

« Les résultats de 2013 jusqu'à ce jour démontrent les avantages de la diversification géographique et la complémentarité de nos sources d'énergies renouvelables. La centrale hydroélectrique Kwoiek Creek a commencé à produire de l'électricité en octobre. Nous avons également entamé le processus de mise en service de la centrale hydroélectrique Northwest Stave River en Colombie-Britannique et du parc éolien Viger-Denonville au Québec. De plus, nous sommes très heureux d'avoir commencé la construction des projets hydroélectriques Upper Lillooet River, Boulder Creek et Tretheway Creek en Colombie-Britannique », déclare M. Letellier, président et chef de la direction de la Société.

RÉSULTATS OPÉRATIONNELS

	Périodes de trois mois closes le 30 septembre			Périodes de neuf mois closes le 30 septembre
Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire	2013	2012^3		2013	2012^3
Production d'électricité (MWh)	706 496	559 383		1 885 207	1 573 379
Moyenne à long terme (MWh)	665 285	542 408		1 893 775	1 630 257
Produits opérationnels	58 039	47 109		156 894	129 538
BAIIA ajusté^1	46 688	36 652		123 351	99 545
Bénéfice net (Perte nette)	11 147	(728)		42 008	(4 788)
Bénéfice net (perte nette), $ par action^2	0,09	(0.01)		0,38	(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.
^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 redressés pour refléter l'application de la norme IFRS 11.

Résultats du troisième trimestre

Pour le troisième trimestre clos le 30 septembre 2013, la production d'électricité a atteint 706,5 GWh, soit 106 % de la moyenne à long terme, comparativement à 103 % pour le trimestre correspondant l'année précédente. Cette production est attribuable aux débits d'eau supérieurs à la moyenne au Canada, en particulier au Québec et en Ontario, partiellement contrebalancés par des débits d'eau inférieurs à la moyenne aux États-Unis. Les débits d'eau ont été supérieurs à la moyenne dans la plupart des centrales en Colombie-Britannique, mais le niveau de production a subi le contrecoup de la fermeture de Miller Creek en raison d'un programme d'améliorations des immobilisations de l'ordre de 7,0 M$ qui avait été planifié au moment de l'acquisition de cette centrale. Les régimes de vent ont été supérieurs à la moyenne pour tous les parcs éoliens. Le parc solaire Stardale a également bénéficié d'un régime solaire supérieur à la moyenne.

Les produits opérationnels ont augmenté de 23 % pour le trimestre, en raison principalement d'une production supérieure à la moyenne pour la plupart des installations de la Société, des apports de l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek en octobre 2012, de l'accroissement de la capacité au parc éolien Gros-Morne en novembre 2012 et de l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. Le BAIIA ajusté a augmenté de 27 %, en raison principalement des facteurs précités et de l'augmentation moindre des charges opérationnelles et des frais généraux et administratifs.

Pour le troisième trimestre de 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 11,1 M$, comparativement à une perte nette de 0,7 M$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison principalement des facteurs précités et aussi d'une perte nette réalisée liée au règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek au cours du troisième trimestre de 2012, partiellement contrebalancée par un gain net latent sur instruments financiers dérivés moindre au troisième trimestre de 2013 par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. En excluant les gains nets latents et la perte nette réalisée sur instruments financiers dérivés, ainsi que l'impôt qui s'y rapporte, le bénéfice net se serait établi à 9,4 M$, comparativement à un bénéfice net de 2,7 M$ en 2012.

Résultats pour la période de neuf mois

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2013, la production d'électricité a atteint 1 885,2 GWh, soit pratiquement 100 % de la moyenne à long terme, comparativement à 97 % pour la période correspondante l'année précédente. Au Québec et en Ontario, les débits d'eau sont restés supérieurs à la moyenne depuis le début de l'année. En Colombie-Britannique, les débits d'eau supérieurs à la moyenne enregistrés dans la plupart des centrales au deuxième et au troisième trimestre n'ont que partiellement contrebalancé les faibles conditions hydrologiques au premier trimestre, tandis que le niveau de production a également subi le contrecoup de la fermeture de Miller Creek en raison d'un programme d'améliorations des immobilisations qui avait été planifié au moment de l'acquisition de cette centrale. Aux États-Unis, les débits d'eau sont demeurés inférieurs à la moyenne pour le premier et le troisième trimestre et ont été légèrement supérieurs à la moyenne pendant le deuxième trimestre. Les régimes de vent supérieurs à la moyenne au troisième trimestre ont contrebalancé les régimes inférieurs à la moyenne au premier et au deuxième trimestre, à l'exception notable de Gros-Morne, qui a enregistré une production supérieure à la moyenne au deuxième trimestre également, et de Carleton, dont la production est supérieure à la moyenne depuis le début de l'année. La production au parc solaire Stardale a été légèrement supérieure à sa moyenne à long terme, le régime solaire supérieur à la moyenne au deuxième et au troisième trimestre ayant contrebalancé la diminution de la production au premier trimestre causée par les abondantes chutes de neige inhabituelles et les grands froids qui ont ralenti les opérations de déneigement des panneaux solaires.

Les produits opérationnels ont augmenté de 21 % pour les neufs premiers mois de l'année, en raison principalement de la mise en service du parc solaire Stardale en mai 2012, de l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek en octobre 2012, de l'accroissement de la capacité du parc éolien Gros-Morne en novembre 2012 et de l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie en juillet 2013. Le BAIIA ajusté a augmenté de 24 %, en raison principalement des facteurs précités et de l'augmentation moindre des frais généraux et administratifs stables et de la baisse des charges liées aux projets potentiels.

Pour les neufs premiers mois de 2013, la Société a enregistré un bénéfice net de 42,0 M$, comparativement à une perte nette de 4,8 M$ pour la même période de l'exercice précédent, en raison principalement des facteurs précités et aussi d'un gain net latent sur instruments financiers dérivés plus important et d'une perte réalisée liée au règlement de contrats à terme sur obligations moindre que l'an passé. En excluant les pertes nettes réalisées et les gains nets latents sur instruments financiers dérivés, ainsi que l'impôt qui s'y rapporte, le bénéfice net se serait établi à 19,6 M$, comparativement à un bénéfice net de 3,8 M$ en 2012.

Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2013, les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont totalisé 86,8 M$ (48,8 M$ en 2012). Cette augmentation est principalement attribuable à une augmentation de 23,8 M$ du BAIIA ajusté, à une variation nette positive de 10,9 M$ de la perte réalisée sur produits financiers dérivés et à une variation nette positive de 3,9 M$ des éléments hors trésorerie du fonds de roulement opérationnel.

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT

Centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté au dernier trimestre de 2011. Au troisième trimestre, l'installation de la prise d'eau et de la conduite forcée et la construction de la centrale ont été terminées, l'interconnexion a été réalisée, la ligne de transport était sous tension et les turbines ont été mises en service en conditions humides. La production d'électricité a commencé, mais l'activité commerciale officielle de cette centrale de 49,9 MW devrait débuter en novembre dans la mesure où les débits d'eau seront suffisants pour répondre aux exigences de production minimale précisées dans le contrat d'achat d'électricité avec BC Hydro.

Centrale hydroélectrique Northwest Stave River
La construction de cette centrale hydroélectrique a débuté au dernier trimestre de 2011. Actuellement, l'installation de la prise d'eau et de la conduite forcée et la construction de la centrale sont terminées, l'interconnexion est réalisée et la ligne de transport est sous tension. Les activités de mise en service ont débuté et se poursuivront tout au long du quatrième trimestre. Les travaux de construction de cette centrale de 17,5 MW progressent conformément à l'échéancier et au budget. La mise en service commercial devrait avoir lieu en décembre en fonction des débits d'eau.

Parc éolien Viger-Denonville
La construction de ce parc éolien a débuté durant le premier trimestre de 2013. Actuellement, le réseau collecteur et le poste électrique sont achevés, le poste électrique est sous tension et les 12 turbines sont érigées. Le 7 août 2013, Viger-Denonville, s.e.c. a conclu un financement de projet à long terme sans recours de 61,7 M$ pour ce projet. Les travaux de construction de ce parc éolien de 24,6 MW progressent selon le calendrier et le budget. La mise en service commercial est prévue d'ici la fin de 2013.

Centrales hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet
La construction de la centrale hydroélectrique Upper Lillooet de 81,4 MW et celle de la centrale Boulder Creek de 25,3 MW a débuté en octobre 2013, l'autorisation d'entreprendre les travaux de construction de la ligne de transport pour chacune d'elle ayant été reçue du gouvernement provincial. L'entrepreneur d'ingénierie, approvisionnement et construction et le fournisseur de turbines ont été sélectionnés. Les travaux de déboisement ont commencé pour les deux sites, la mobilisation du chantier est en cours à Upper Lillooet et le site de Boulder Creek est désormais accessible. Des discussions se poursuivent afin d'obtenir le consentement de BC Hydro quant à une modification du contrat d'achat d'électricité prévoyant l'accroissement de la puissance installée des projets Upper Lillooet River et Boulder Creek et l'annulation du projet North Creek. Les travaux de construction de ces centrales progressent conformément à l'échéancier et au budget.

Centrale hydroélectrique Tretheway Creek
La construction de cette centrale hydroélectrique a débuté en octobre 2013, l'autorisation d'entreprendre les travaux ayant été reçue du gouvernement provincial. L'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction et le fournisseur de turbines ont été sélectionnés. Les travaux de déboisement ont débuté et la mobilisation du chantier est en cours. Les travaux de construction de cette centrale de 23,3 MW progressent conformément à l'échéancier et au budget.

Centrale 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. La Société est en pourparlers avec des entrepreneurs en travaux de génie civil, des fournisseurs de turbines et de générateurs et des entrepreneurs pour la construction de la ligne de transport afin d'obtenir des soumissions en phase avec les coûts prévus du projet. Comme l'autorisation d'entreprendre les travaux de construction ne sera pas donnée avant qu'un entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction soit retenu, il est maintenant prévu que les travaux débuteront au printemps 2014. Toutefois, la Société prévoit que cette situation n'aura pas d'incidence sur la date de mise en service, soit en 2016.

Parc éolien Mesgi'g Ugju's'n (« MU »)
En mai 2013, dans le cadre de son plan d'approvisionnement pour de nouveaux projets d'énergie éolienne, le gouvernement du Québec a attribué 150 MW pour un projet éolien aux communautés Mi'gmaq du Québec, avec lesquelles Innergex a un partenariat. Les partenaires se partageront les distributions du projet dans des proportions variables, selon notamment leur investissement en capitaux propres initial. Au départ, la Société prévoit financer la majeure partie de l'investissement en capitaux propres requis pour ce projet; elle prévoit par conséquent recevoir environ 75 % des flux de trésorerie du projet au cours de la première année. Cependant, au cours des 15 premières années d'exploitation, le partenaire de la Société aura le droit d'accroître graduellement son investissement en capitaux propres jusqu'à concurrence de 65 % (au moyen de l'achat de parties des capitaux propres de la Société à un prix basé sur la valeur actualisée des flux de trésorerie futurs selon un taux de rendement prédéterminé) et recevra par conséquent une part plus importante des flux de trésorerie. Quoi qu'il en soit, à compter de la seizième année, la Société recevra au moins 35 % et pas plus de 40 % des flux de trésorerie annuels tirés du projet, et ce, pour sa durée de vie restante. En date du présent rapport de gestion, les partenaires négociaient les modalités d'un contrat d'achat d'électricité à long terme avec Hydro-Québec Distribution, qu'ils prévoient signer bientôt. L'évaluation environnementale du projet est terminée et a été soumise au ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Faune et des Parcs. Les partenaires prévoient entreprendre les travaux de construction en 2015 et mettre le projet en service commercial en 2016 ou en 2017.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Dividendes versés aux actionnaires privilégiés
Le 5 novembre 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,3125 $ par action privilégiée de série A qui sera versé le 15 janvier 2014 aux actionnaires privilégiés de série A inscrits à la fermeture des marchés le 31 décembre 2013.

Le 5 novembre 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,359375 $ par action privilégiée de série C qui sera versé le 15 janvier 2014 aux actionnaires privilégiés de série C inscrits à la fermeture des marchés le 31 décembre 2013.

Dividendes versés aux actionnaires ordinaires
Le 5 novembre 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,145 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 janvier 2014 aux actionnaires ordinaires inscrits à la fermeture des marchés le 31 décembre 2013.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE - RAPPEL ET NOUVELLE HEURE

La Société tiendra une conférence téléphonique demain, le mercredi 6 novembre 2013 à 11 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 de l'exercice 2013. 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 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 29 centrales en exploitation d'une puissance installée nette totale de 617 MW (puissance brute de 1 072 MW), dont 23 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 265 MW (puissance brute de 413 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.

Mise en garde sur les mesures financières non conformes aux IFRS

Les états financiers consolidés pour les périodes de trois mois et de neuf mois closes le 30 septembre 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 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 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 inclut, sans s'y limiter, des déclarations concernant le début ou la terminaison de la construction de tout projet en développement.

L'information prospective comprend l'information prospective financière ou les perspectives financières, au sens des lois sur les valeurs mobilières, telles que la production, les produits opérationnels, les coûts totaux de projets, le BAIIA ajusté ou les résultats projetés afin d'informer les investisseurs et les actionnaires de l'impact financier potentiel des projets en développement et de leur mise en service commercial, le cas échéant 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 : la mise en œuvre de la stratégie; les ressources en capital; les instruments financiers dérivés; les régimes hydrologiques, éoliens et solaires; les délais et dépassements de coûts dans la construction et la conception des projets; les risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement; le développement de nouvelles installations; les permis; le rendement des projets; la défaillance de l'équipement; les taux d'intérêt et risque lié au refinancement; l'effet de levier financier et les clauses restrictives; la déclaration de dividendes à la discrétion du conseil; l'obtention de nouveaux contrats d'achat d'électricité; la rétention de la haute direction et d'employés clés; les litiges; le défaut d'exécution des principales contreparties; les relations avec les intervenants; l'approvisionnement en matériaux; les changements de réglementation et de politique; la capacité à obtenir les terrains appropriés; la dépendance envers les contrats d'achat d'électricité; la dépendance envers les réseaux de transport; les redevances d'utilisation d'énergie hydraulique; l'évaluation des ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d'énergie connexe; la sécurité des barrages; les catastrophes naturelles; force majeure; le taux de change; les limites de l'assurance; la notation pouvant ne pas refléter le rendement réel de la société; la responsabilité non divulguée possible liée aux acquisitions; l'intégration des centrales et des projets acquis et devant être acquis; le défaut d'obtenir les avantages anticipés des acquisitions;  les produits provenant de la centrale Miller Creek pouvant fluctuer en raison du prix au comptant de l'électricité; le défaut de conclure l'acquisition des centrales hydroélectriques et du projet en développement d'Hydroméga; une infrastructure d'interconnexion et de transport partagée; et l'introduction à l'énergie solaire photovoltaïque des centrales. L'information prospective est fondée sur certaines attentes et hypothèses formulées par la Société, notamment les attentes et les hypothèses relatives à l'accessibilité aux ressources en capital; l'absence de l'exercice de tout droit de résiliation; les conditions économiques et financières; le succès obtenu dans le développement de nouvelles installations et la performance des installations en exploitation. 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 déclaration de l'information prospective contenue dans la présente est faite en date de l'émission de ce communiqué et la Société ne s'engage nullement à mettre à jour ni à réviser l'information prospective pour tenir compte d'événements ou de circonstances postérieurs à la date du présent communiqué ou par suite d'événements imprévus, à moins que la loi ne l'exige.

 

 

 

SOURCE : Innergex énergie renouvelable inc.

Jean Trudel, MBA
Chef de la direction des investissements et
Vice-président principal - Communications
450 928-2550, poste 252
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Marie-Josée Privyk, CFA, PAPPD
Directrice - Relations avec les investisseurs
450 928-2550, poste 222
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