Innergex enregistre une autre année de solide croissance en 2012

• La production augmente de 34 % pour le trimestre et de 13 % pour l'exercice
• Les produits opérationnels augmentent de 46 % à 48,5 M$ pour le trimestre, et de 22 % à 180,9 M$ pour l'exercice
• Le BAIIA ajusté augmente de 63 % à 35,5 M$ pour le trimestre, et de 24 % à 137,6 M$ pour l'exercice
• La production atteint 98 % de la moyenne à long terme pour 3 mois et 97 % de la moyenne à long terme pour l'exercice
• Les dividendes versés aux actionnaires totalisent 46,0 M$, ou 0,58 $ par action pour l'exercice
• Les coûts des projets en phase d'obtention de permis font l'objet d'une révision avant le début de la construction
  
  

LONGUEUIL, QC, le 14 mars 2013 /CNW Telbec/ - Innergex énergie renouvelable inc. (TSX: INE) (« Innergex » ou la « Société ») divulgue aujourd'hui ses résultats opérationnels et financiers pour le quatrième trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2012.

« En 2012, Innergex a de nouveau franchi plusieurs étapes importantes, notamment la mise en service de notre premier parc solaire, l'avancement de nos nombreux projets en développement, et l'achèvement de Gros-Morne, le plus gros parc éolien en exploitation au Canada », déclare Michel Letellier, président et chef de la direction de la Société. « Notre performance opérationnelle et financière témoigne de notre expertise en tant que promoteur et exploitant de sites d'énergie renouvelable, ainsi que de notre stratégie de diversification, tant géographique que par source d'énergie renouvelable », ajoute M. Letellier.

RÉSULTATS OPÉRATIONNELS
Les montants sont exprimés en milliers de dollars canadiens, sauf indication contraire.

	Trois mois				Douze mois
Pour les périodes terminées le 31 décembre	2012		2011		2012		2011
Production d'électricité (MWh)	541 631		403 920		2 148 450		1 905 426
Moyenne à long terme (MWh)	555 024		465 134		2 222 643		1 884 531
Produits opérationnels	48 507		33 134		180 860		148 260
BAIIA ajusté^1	35 499		21 756		137 583		111 196
Perte nette	(595)		(21 002)		(5 383)		(43 704)
Bénéfice net (perte nette), $ par action^2	0,01		(0,18)		(0,03)		(0,59)

^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) est le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux propriétaires de la société mère, moins le dividende déclaré sur les actions privilégiées de série A, divisé(e) par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation.

Résultats du quatrième trimestre

La production d'électricité de 541,6 GWh fut 2 % inférieure à la moyenne à long terme; tandis que les conditions hydrologiques étaient favorables au Québec et en Ontario, elles étaient légèrement inférieures à la moyenne en Colombie-Britannique. De plus, les parcs éoliens ont connu une performance inférieure à leur moyenne à long terme en raison de mauvaises conditions climatiques et de faibles vents. La production du parc solaire Stardale était conforme à sa moyenne à long terme.

Les produits opérationnels et le BAIIA ajusté ont augmenté de 46 % et 63 %, respectivement pour le trimestre, principalement en raison d'une production plus élevée grâce à de bonnes conditions hydrologiques, alors qu'au quatrième trimestre de 2011 la production avait été inférieure à la moyenne à long terme à cause de mauvaises conditions hydrologiques, surtout en Colombie-Britannique. L'augmentation des produits opérationnels et du BAIIA ajusté au quatrième trimestre s'explique également par l'acquisition des centrales hydroélectriques Brown Lake et Miller Creek en Colombie-Britannique et l'ajout du parc solaire Stardale en Ontario et des parcs éoliens Gros-Morne et Montagne Sèche au Québec.

La majorité de l'augmentation du BAIIA a été absorbée par une hausse des frais d'amortissement et des charges financières. Par conséquent, la réduction de la perte nette pour le trimestre s'explique principalement par un gain net latent sur instruments financiers dérivés de 5,8 M$, comparativement à une perte nette latente de 19,6 M$ en 2011. En excluant ces éléments latents, ainsi que l'économie d'impôt différé associée, la Société aurait enregistré une perte nette pour le trimestre de 4,9 M$ (comparativement à une perte nette de 6,7 M$ en 2011).

Résultats pour douze mois

Pour la période de douze mois close le 31 décembre 2012, la production d'électricité a atteint 2 148 GWh, ou 97 % de la moyenne à long terme de 2 223 GWh, principalement en raison de faibles débits d'eau en Colombie-Britannique durant le premier et le quatrième trimestre et en Ontario et au Québec durant le troisième trimestre. La production de la centrale aux États-Unis at été supérieure à sa moyenne à long terme. Les régimes de vent ont été moins bons que prévu pour tous les parcs éoliens, à l'exception de Montagne Sèche. De plus, les dommages occasionnés à la suite d'un délestage survenu en décembre 2011 ont nécessité des réparations à la phase I de Gros-Morne au début de 2012. La production du parc solaire Stardale a été supérieure à sa moyenne à long terme.

Pour la période de douze mois close le 31 décembre 2012, les produits opérationnels et le BAIIA ajusté ont augmenté de 22 % et 24 %, respectivement, principalement en raison de l'ajout du parc solaire Stardale et des parcs éoliens Montagne Sèche et Gros-Morne. L'ajout des centrales hydroélectriques Harrison, acquises le 4 avril 2011, et des centrales hydroélectriques Brown Lake et Milller Creek, acquisent le 12 octobre 2012, explique également cette augmentation. Ces éléments ont été en partie compensés par le niveau de production plus faible des centrales hydroélectriques du Québec.

La majorité de l'augmentation du BAIIA a été absorbée par une hausse des frais d'amortissement et des charges financières. Par conséquent, la réduction de la perte nette pour la période de douze mois s'explique principalement par un gain net latent sur instruments financiers dérivés de 8,3 M$, comparativement à une perte nette latente de 61,5 M$ en 2011. La perte nette pour l'exercice reflète également une perte réalisée sur les instruments financiers dérivés de 14,1 M$, liée au règlement des contrats à terme sur obligations de Kwoiek Creek. Cette perte découle d'une baisse des taux d'intérêt de référence entre la date à laquelle les contrats à terme sur obligations ont été conclus et la date de règlement, et est contrebalancée par le taux fixe peu élevé du prêt à terme de 39 ans pour le projet Kwoiek Creek. Les contrats à terme sur obligations ont servi à protéger la valeur économique du projet jusqu'à la mise en place du financement. En excluant ces éléments, ainsi que l'économie d'impôt différé associée, la Société aurait enregistré une perte nette de 1,1 M$ (comparativement à un bénéfice net de 1,2 M$ en 2011). Ceci s'explique principalement par une charge d'impôt plus élevée en 2012, comparativement à 2011.

Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles

Pour la période de douze mois close le 31 décembre 2012, les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont totalisé 62,2 M$ (comparativement à 43,4 M$ en 2011). Cette augmentation est principalement attribuable à une augmentation de 24,0 M$ des variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement et à une augmentation de 26,4 M$ du BAIIA ajusté, partiellement contrebalancée par une augmentation de 15,3 M$ des intérêts versés et par la perte réalisée de 14,1 M$ sur les instruments financiers dérivés qui fut enregistrée au troisième trimestre.

PROJETS EN DÉVELOPPEMENT

Centrale hydroélectrique Kwoiek Creek
Les travaux de construction de cette centrale hydroélectrique ont débuté au dernier trimestre de 2011. À la fin de 2012, la superstructure en acier de la centrale était complétée; la construction de la prise d'eau, la construction de la ligne de transport et l'installation de la conduite forcée se poursuivaient. Les activités en cours comprennent également l'assemblage et l'installation des turbines et des générateurs. La construction de l'habitat compensatoire pour les poissons a cessé pendant la période hivernale et reprendra au printemps 2013. Les travaux de construction de cette centrale de 50,0 MW progressent selon le calendrier et le budget et la Société prévoit qu'ils seront terminés au quatrième trimestre de 2013.

Centrale hydroélectrique Northwest Stave River
La construction de cette centrale hydroélectrique a débuté au dernier trimestre de 2011. À la fin de 2012, les travaux d'ingénierie civile pour la centrale étaient presque terminés et l'ouvrage de dérivation de la rivière était complété. Comme prévu, les activités de construction ont cessé pendant la période hivernale et reprendront au printemps 2013. Les travaux de construction de cette centrale de 17,5 MW progressent selon le calendrier et le budget et la Société prévoit qu'ils seront terminés au quatrième trimestre de 2013.

Parc éolien Viger-Denonville
Le décret gouvernemental autorisant le projet et le certificat d'autorisation de déboisement ont été reçus en janvier 2013. Le contrat avec l'entrepreneur en ingénierie, approvisionnement et construction a été signé et tous les permis requis, ainsi que le certificat d'autorisation pour la construction ont été obtenus. Les activités en cours comprennent le déboisement, la construction des routes et la mobilisation du site. La Société prévoit que la construction de ce projet de 24,6 MW sera terminée au quatrième trimestre de 2013.

Projets hydroélectriques Boulder Creek, North Creek et Upper Lillooet
En janvier 2013, une étape importante a été franchie lorsque ces projets ont obtenu leur certificat d'évaluation environnementale de la province de Colombie-Britannique. Les activités en cours portent sur la consultation des différentes parties prenantes et les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés. Les propositions d'entrepreneurs en ingénierie, des fabricants de turbines et de générateurs et des entrepreneurs pour la construction de la ligne de transport ont été reçues au début de 2013. À la lumière de ces propositions, la Société a choisi, en vertu des modalités du contrat d'achat d'électricité et des permis des projets, d'augmenter la puissance installée du projet Upper Lillooet de 74,0 MW à 81,4 MW et celle du projet Boulder Creek de 23,0 MW à 25,3 MW. La production d'électricité annuelle prévue pour les deux projets augmente aussi, de 355,9 GWh à 426,5 GWh. Toutefois, sous réserve du consentement de BC Hydro, le projet North Creek sera abandonné.

Par conséquent, la puissance installée totale de cette grappe de projets diminue de 5,6 % à 106,7 MW, tandis que la production annuelle d'électricité augmente de 2,6 % de 415,6 GWh à 426,5 GWh. Dans l'ensemble, les coûts totaux de projets devraient augmenter de 14,1 M$, ou 3,3 %, et seront répartis sur deux plus grands projets, plutôt que trois. Cette augmentation des coûts est due principalement à des coûts d'ingénierie civile et de logistique plus élevés que prévu, ainsi qu'au retour à un régime de taxe de vente provinciale. La Société estime que cette nouvelle configuration est meilleure sur le plan économique et qu'elle comporte moins de risques environnementaux, financiers et de construction, et que les projets seront plus faciles et moins coûteux à exploiter.

La Société prévoit toujours commencer les travaux de construction des projets Boulder Creek et Upper Lillooet en 2013 et de respecter leur date prévue de mise en service respective. Par ailleurs, la Société entend poursuivre l'avancement d'une version modifiée du projet North Creek en vue d'un futur appel d'offres.

Projet hydroélectrique Tretheway Creek
Au début de mars 2013, le fabricant de turbines avait été sélectionné et les travaux préliminaires d'ingénierie étaient en cours. Les activités en cours englobent la surveillance hydrométrique, les études environnementales, la consultation des différentes parties prenantes et les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés. Une analyse plus détaillée de l'hydrologie a démontré des débits d'eau de la rivière moins élevés qu'initialement prévu. À la lumière de ces informations, la Société anticipe que la puissance installée du projet sera augmentée de 9,4 % à 23,2 MW, comme il est permis en vertu du contrat d'achat d'électricité du projet, afin de maintenir la production annuelle d'électricité prévue à 81,9 GWh.

Les propositions d'entrepreneurs en ingénierie, des fabricants de turbines et de générateurs et des entrepreneurs pour la construction de la ligne de transport ont été reçues au début de 2013. Les coûts totaux de projet devraient augmenter de 17,0 M$, ou 18,6 %, en raison de l'augmentation de la puissance installée, de coûts d'ingénierie civile plus élevés que prévu et du retour à un régime de taxe de vente provinciale. La Société poursuit activement des solutions de remplacement avec les soumissionnaires afin de réduire l'écart entre les propositions et les coûts estimés des projets. La Société prévoit toujours commencer les travaux de construction de ce projet en 2013 et de respecter la date prévue de mise en service.

Projet hydroélectrique Big Silver-Shovel Creek
Les activités en cours comprennent la surveillance hydrométrique, la consultation des différentes parties prenantes, les demandes en vue de l'obtention des permis appropriés et les prétravaux d'ingénierie. Comme la Société l'avait indiqué au moment de l'acquisition de ces projets, elle a demandé et obtenu l'autorisation de modifier le contrat d'achat d'électricité pour en exclure le projet Shovel Creek et augmenter la puissance installée du projet Big Silver Creek de 10,0 % à 40,6 MW. Malgré l'augmentation de la puissance installée, une analyse plus détaillée de l'hydrologie a démontré des débits d'eau de la rivière moins élevés qu'initialement prévu; par conséquent, la production d'électricité annuelle prévue a été réduite de 5,0 % à 139,8 GWh. Les coûts totaux de projet devraient augmenter d'environ 26,4 M$, ou 16,0 %, en raison de l'augmentation de la puissance installée, de coûts plus élevés d'ingénierie civile liés à la ligne de transport (et surtout du câble sous-marin), de coûts pour la conduite forcée et le tunnel plus élevés que prévu, et du retour à un régime de taxe de vente provinciale. La Société poursuit activement des solutions de remplacement afin de réduire l'écart entre les nouveaux coûts de projet et les estimations initiales. Par ailleurs, la Société estime que cette nouvelle configuration est meilleure sur le plan économique et qu'elle comporte moins de risques financiers et de construction, et que le projet sera plus facile et moins coûteux à exploiter.

La Société prévoit commencer les travaux de construction de ce projet en 2013 et de respecter la date prévue de mise en service. Par ailleurs, la Société entend poursuivre l'avancement d'une version modifiée du projet Shovel Creek en vue d'un futur appel d'offres.

ACQUISITIONS EN COURS

Centrale hydroélectrique Magpie au Québec et autres actifs d'Hydroméga
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 hydroélectrique de 40,6 MW Magpie située dans la Municipalité régionale de comté (MRC) de Minganie, dans le nord-est du Québec. La Société a également signé une lettre d'intention avec Hydromega visant l'acquisition de sa participation dans six autres actifs, y compris une centrale hydroélectrique de 30,5 MW au Québec, quatre projets hydroélectriques en construction d'une puissance installée totale de 22,0 MW en Ontario, et un projet hydroélectrique en développement d'une puissance installée de 10,0 MW, également en Ontario, tous avec des contrats d'achat d'électricité. Concurremment, la Société a signé une convention de dépôt de 25,0 M$, qui porte intérêt au taux de 7,0 % par année et qui sera appliqué en contrepartie du coût d'acquisition de tout actif d'Hydromega lors de la clôture de l'acquisition.

Magpie est une centrale hydroélectrique au fil de l'eau ayant une production annuelle moyenne de 185 000 MWh. Toute l'électricité qu'elle produit fait l'objet d'un contrat d'achat d'électricité avec Hydro-Québec venant à échéance en 2032. En janvier 2013, Hydromega a complété les négociations avec la MRC de Minganie, à la suite desquelles Hydromega détient essentiellement la totalité de Magpie, en contrepartie de quoi la MRC de Minganie i) détient des débentures convertibles, qui lui confèreront une participation de 30 % dans la centrale lors de la conversion des débentures le 1er janvier 2025, et ii) reçoit des redevances annuelles additionnelles jusqu'à la conversion de la débenture.

Le coût d'achat final de cet actif sera de 28,6 M$, plus un ajustement pour le fonds de roulement et la prise en charge d'une dette liée au projet à taux fixe d'environ 51,0 M$. De plus, à partir du 31 août 2012 et jusqu'à la clôture de l'acquisition, la majorité des flux de trésorerie nets générés par Magpie s'accumuleront au profit de la Société.

Les acquisitions de Magpie et des autres actifs d'Hydromega n'ont pas encore clôturé pour plusieurs raisons, notamment la conclusion des négociations entre Hydromega et la MRC de Minganie et l'obtention du consentement requis des créanciers de premier rang d'Hydromega. Désormais, il est prévu que la clôture de l'acquisition de Magpie et celle des autres actifs d'Hydromega se feront concurremment, au cours des mois qui viennent.

La Société estime que le retard à clôturer ces transactions n'est qu'un contretemps temporaire, car elle croit que les centrales et les projets en développement d'Hydromega sont des actifs de grande qualité et de très long terme, et que leur acquisition contribuera d'une manière favorable à sa performance opérationnelle et la génération de flux de trésorerie pour des années à venir.

BESOINS DE CAPITAUX

La Société prévoit financer l'augmentation anticipée de 57,5 M$ des coûts de projets en phase d'obtention de permis en partie par l'augmentation des financements liés aux projets de l'ordre de 40,0 M$ et en partie par les apports en capital de son régime de réinvestissement de dividendes.

Par ailleurs, lors de la clôture de l'acquisition prévue des actifs d'Hydromega, la Société prévoit émettre environ 125,0 M$ d'actions ordinaires, y compris 75,0 M$ en guise de paiement aux actionnaires d'Hydromega, plutôt que de faire des prélèvements additionnels sur la facilité à terme de crédit rotatif.

DÉCLARATION DE DIVIDENDE

Dividendes versés aux actionnaires privilégiés
Le 14 mars 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,3125 $ par action privilégiée de série A qui sera versé le 15 avril 2013 aux actionnaires privilégiés de série A inscrits à la fermeture des marchés le 28 mars 2013.

Le 14 mars 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,4923 $ par action privilégiée de série C qui sera versé le 15 avril 2013 aux actionnaires privilégiés de série C inscrits à la fermeture des marchés le 28 mars 2013. Ce premier dividende tient compte des dividendes accumulés depuis la clôture de l'émission d'actions privilégiées de série C le 11 décembre 2012.

Dividendes versés aux actionnaires ordinaires
Le 14 mars 2013, la Société a déclaré un dividende de 0,1450 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 avril 2013 aux actionnaires ordinaires inscrits à la fermeture des marchés le 28 mars 2013.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

La Société tiendra une conférence téléphonique demain, le vendredi 15 mars 2013 à 11 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 quatrième trimestre et de l'exercice 2012. 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 sept projets en développement ou en construction d'une puissance installée nette totale de 190 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 2 900 MW (puissance brute de 3 125 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 douze mois closes le 31 décembre 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 inclut, sans s'y limiter, des déclarations concernant le début ou la terminaison de la construction de tout projet en développement, la clôture de l'acquisition de Magpie ou des autres actifs d'Hydromega.

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 : la mise en œuvre de la stratégie; les ressources en capital; les instruments financiers dérivés; les régimes hydrologiques, éoliens et solaires; délais et dépassements de coûts dans la construction et la conception des projets; risques liés à la santé, à la sécurité et à l'environnement; le développement de nouvelles installations; les permis; le rendement des projets; défaillance de l'équipement; taux d'intérêt et risque lié au refinancement; l'effet de levier financier et les clauses restrictives; déclaration de dividendes à la discrétion du conseil; obtention de nouveaux contrats d'achat d'électricité; haute direction et employés clés; litiges; défaut d'exécution des principales contreparties; relations avec les intervenants; approvisionnement en matériaux; réglementation et politique; capacité à obtenir les terrains appropriés; dépendance envers les contrats d'achat d'électricité; dépendance envers les réseaux de transport; redevances d'utilisation d'énergie hydraulique; évaluation des ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires et de la production d'énergie connexe; barrages sécuritaires; catastrophes naturelles; force majeure; taux de change; limites de l'assurance; la notation peut ne pas refléter le rendement réel de la société; possible responsabilité non divulguée liée aux acquisitions; intégration des centrales et des projets acquis et devant être acquis; défaut d'obtenir les avantages des acquisitions; défaut de conclure l'acquisition de la centrale hydroélectrique Magpie et de négocier et conclure l'acquisition de l'autre centrale hydroélectrique et des projets en développement d'Hydromega; infrastructure d'interconnexion et de transport partagée; introduction à l'énergie solaire photovoltaïque des centrales; les produits provenant de la centrale Miller Creek peuvent fluctuer en raison du prix au comptant de l'électricité. 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 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, PAPPD
Directrice - Relations avec les investisseurs
450 928-2550, poste 222, [email protected]

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